全球能源大视野丨印度尼西亚可再生能源储量及开发情况

相关政策

一直以来，印尼的能源消费依赖于不可再生能源，如原油、煤炭和天然气等。虽然低廉的传统能源为印尼早期的经济发展提供了强大的动力，但在发展过程中不可避免地带来了诸多问题，环境问题尤其突出，并且越来越不适应经济社会的发展。因此，印尼政府越来越重视可再生能源的开发利用，并制定了一系列政策。

（1）根据政府 2014 年关于国家能源政策第 79 号规定，对可再生能源规划目标为至 2025 年可再生能源占基础能源总量的 23%（约达 9.22 千万吨油当量），其中电量达 6.92 亿吨油当量（45.2 GW），非电量达 2.3 千万吨油当量，2050 年可再生能源份额达 31%。

（2）印尼能矿部 2014 年第 17 号部长令规定 PLN 对地热电站的电力及其所需地热蒸汽的采购适用最高标准电价。

（3）印尼能矿部颁布的 2013 年第 17 号部长令对 PLN 采购太阳能光伏电站的电价设置了优惠条件，将促进更多的私人开发商进入太阳能电站开发领域。

（4）印尼能矿部 2014 年第 27 号部长令对 PLN 向生物质能电站购电制定了优惠政策以推动生物质能和生物沼气电站的发展。在此项发展规划中，需要与地方政府合作制定有关生物质燃料价格的长期计划。能矿部 2015 年第 44 号部长令，对 PLN 向以基于城市垃圾为原料的垃圾发电站购电制定了优惠政策以支持此类电站的发展。

（5）据印尼政府于 2017 年颁布的第 47 号总统令为无电人口提供太阳能节能灯（LTSHE）计划，该计划适用于人口分散、地理位置偏远、无法使用 PLN 电网的农村住宅。该项目计划在两年内使 256114 个无电家庭实现电气化。

（6）2017 年 1 月印度尼西亚能源和矿产资源部（MEMR）颁布了《2017 可再生能源采购政策》。该文件规定了印尼国家电力公司购买太阳能、风能等可再生能源电力的具体条款。

目前，印度尼西亚上网电价政策由能源和矿产资源部于 2017 年发布的第 50号可再生能源电力供应法规规定。根据第 50 号法规规定，上网电价以电力生产成本而非技术成本为基础，需将当地电力生产成本（LPCE）与国家电力生产成本（NPCE）相比较。对于太阳能、风能、生物质能、沼气和潮汐能，如 LPCE 高于 NPCE，则上网电价最高的 85％。而对于水电、固废发电和地热能，如 LPCE 高于 NPCE，则上网电价与 LPCE 相等。对于所有能源类型，如果 LPCE 小于等于 NPCE，则上网电价取决于各方协定，主要是 PLN 和独立电力生产商（IPP）之间的协议。

可再生能源发展存在问题与政策建议

存在问题

近年来印尼政府越来越重视可再生能源的开发利用，正从多方面实施可再生能源工程，在发展水电、地热能、太阳能方面不断提高自身实力，同时也不断拓宽国际渠道，寻求国际合作，可再生能源得到了大力发展，但不可避免的仍存在部分问题。

（1）可再生能源在电力系统中整体占比较小。印尼的总体电力装机容量不足，特别是农村地区。截至 2017 年底，可再生能源装机占系统总装机 12%。印尼利用可再生能源发电的愿景任重道远。

（2）消费市场与资源禀赋不匹配。印尼的经济区域分布极其不平衡，国内生产总值一半以上集中在可再生能源储量少的爪哇岛上，占到国内生产总值总量的 58.1%。印尼的可再生能源分布也较不平衡，经济最发达的爪哇岛可再生能源储量较少，苏门答腊岛、加里曼丹岛及其他地区可再生能源储量较大。

（3）未统一的电网阻碍可再生能源的发展。目前印尼各岛屿间及各岛屿内部暂未形成统一的电网系统，可再生能源资源丰富地区无法通过统一的电网向资源较少且需求量较大的地区输送清洁的可再生能源，而本身人口稀疏、经济较为落后、电力市场有限，无法消纳过多的可再生能源，因此也阻碍了可再生能源的大力发展。

（4）可再生能源发展所需政策环境不足。与其他常规能源相比，可再生能源项目的市场竞争力相对较弱，收益回报较小，投资风险较大，难以吸引投资公司对此类可再生能源项目的投资，并且缺乏配套足够的财税优惠政策、电价机制不健全、电力消纳等诸多问题，制约了可再生能源的开发利用。

（5）可再生能源投资准入程序繁复、开发权获取制度不完善。印度尼西亚基础设施落后与投资准入程序繁琐挫伤了投资印尼可再生能源领域的热情，阻碍了印尼可再生能源行业发展的步伐。各级政府对项目开发权的批准没有明确的界定也致使项目的开发易进入无序的状态。

政策建议

（1）继续加大对可再生能源支持。为了达到 2025 年可再生能源占一次能源结构比例至少 23% 这一优化能源结构的目标，印尼需要在可再生能源开发利用方面继续加大支持力度，包括建立完善的现代监管制度，减少政府行政干预，放宽清洁能源市场准入，引入竞争机制，鼓励民营企业投资清洁可再生能源产业，推行税收、财政补贴等鼓励政策等。

（2）加快全国性电网的建设。在大力开发水电、地热能等可再生能源外，建议重视全国各岛屿配套输配电网的建设，应加速实现各岛屿内孤立电网间的互相连接，形成各大岛屿的统一供电的格局，以便为可再生能源的开发利用并更好的并网的提供条件。

（3）规范管理可再生能源开发的秩序。积极改善本国的投资环境，减少行政审批制度，简化投资准证手续，完善相关法律机制，为可再生能源的投资提供政策和法律保障。

（4）因地制宜开发分布式可再生能源。印尼岛屿众多，外环岛屿并入完整的电网较为困难。鉴于印度尼西亚特殊的岛屿地理和电网特点，其小水电、太阳能、风能以及地热能可作为在偏远地区和孤立岛屿能源开发的渠道，因地制宜得进行可再生能源的开发利用，以保障印尼各地区电力供应，进而促进可再生能源的发展。

（5）加强可再生能源科技发展、参与可再生能源的国际合作。在开发利用可再生能源过程中参与可再生能源的国际合作，如技术标准规范的制定、建立先进技术应用示范项目、建立科技合作基地及人才联合培养等，其不仅是获得可再生能源技术的有效途径，也是解决部分可再生能源发展项目资金需求的重要渠道。

（6）加强中国对印尼可再生能源方面投资。双方政府进一步加强双边合作，中国政府积极与印尼进行交流，积极对印尼进行访问，加强双边政治互信，为双边能源合作打下基础。

中国投资合作指导意见

海岛多能互补作为重点投资方向

印度尼西亚岛屿众多，岛屿之间构成许多海峡和内海，同时印尼风能、太阳能等可再生能源资源极其丰富，基于多能互补的岛屿独立微网系统具有很大的市场空间。将多能互补开发与岛屿利用综合规划相结合，首先结合岛屿面积、地理位置等天然条件进行功能定位并规划岛屿的主要功能，如旅游、教育、居住、综合等；其次根据岛屿的功能定位布局岛屿的基础设施系统，包括道路交通、住房、其他功能设施等；最后根据岛屿综合规划，因地制宜地配置能源系统，可根据自然条件合理配置传统能源与可再生能源（包括太阳能、风能、地热能、生物质能）、储能系统等多能互补微网系统。通过岛屿综合开发带动多能互补产业发展。

政府机构

一是规划先行、统筹调度，形成多能互补开发合力。由商务部和能源局牵头，整合国内智囊研究机构和设计单位资源，编制“中印尼岛屿综合利用规划”，对印尼岛屿开发情况进行摸底。以典型岛屿为重点，对岛屿功能进行定位，规划基础设施建设，调研岛内可再生能源资源禀赋和开发现状，因地制宜地配置多能互补能源规划。建立多能互补成果评估和监督系统，对研究成果和多能互补市场动态进行及时的滚动更新。

二是通过能力建设高端切入多能互补市场。由政府牵头，组织国内研究机构与印尼能源利益相关方的能力建设。可考虑在政策制定者、专业技术人员、高等学院等不同层面开展能力建设工作。围绕岛屿综合规划、微电网建设、多能互补成功案例等内容，针对相关发展政策、管理制度、技术进步、基础教育等进行培训与交流，探索建立能力建设的常态机制与平台。通过能力建设高端切入印尼多能互补市场，创造更多中方参与岛屿多能互补项目投资、建设、运营管理的机会。

行业协会

（1）各相关行业协会形成合力。多能互补可能涉及多个行业间协会主管领域，如风能协会、太阳能协会、水电协会等等。建立行业协会间畅通的信息交流机制，利用不同行业协会在相应主管领域上下游全产业链的技术、人脉优势，形成多能互补开发联合体。

（2）作好基础数据搜集整理和课题研究工作。一方面作好国内多能互补案例的整理分析工作，总结成果经验，针对不足及存在问题提出改进方案，为开发印尼多能互补项目储备技术力量。另一方面作好国外（包括印尼）多能互补市场的案例的搜集总结工作，借鉴国外先进经验，了解印尼多能互补市场需求，为中方企业进军印尼多能互补市场提供参考。

企业

中印尼多能互补合作项目的具体开发者，一方面要重视技术创新，储备专业技术和人才，提高自身实力，增加企业的竞争力；另一方面要及时了解国内外最新的发展动态，包括政策环境、顶层规划、法律法规等。要对印尼市场的投资开放流程及法律法规进行深入研究，充分了解印尼当地岛屿多能互补产业扶持政策、税收政策、土地使用政策等。通过与政府对接，了解岛屿功能规划，进而因地制宜开发多能互补能源系统。

金融机构

项目融资企业顺利开展海外项目的关键，与其他海外合作项目类似，中印尼多能互补合作项目也可能面临融资渠道不畅、融资手段单一、存在融资缺口等一系列问题。为了保证企业融资顺利的前提下，降低金融机构投资风险：

一是要与企业建立顺畅的沟通渠道，增加互信了解，合力解决在印尼多能互补项目融资中遇到的问题。二是要创新融资模式，不同的政策性银行和商业银行形成融资联合体，降低投资风险。通过帮助企业策划发放绿色债券等方式，拓宽融资渠道，形成政府、银行、企业个人等多元化的投资局面。