2022年9月13日，印尼總統(tǒng)佐科簽署了第112/2022號總統(tǒng)條例。歷經(jīng)三年立法討論和多輪草案修訂，盡管這項題為《加快可再生能源發(fā)展以提供電力》的行政命令姍姍來遲，但希望其對于印尼燃煤電站加速退役方案、可再生能源電價機制改革、可再生能源電力采購模式等問題的安排能夠為市場參與者提供更為清晰的指導。
01 印尼能源轉(zhuǎn)型概述
印度尼西亞是東南亞地區(qū)國土面積最大、人口最多的國家。作為發(fā)展中大國和新興經(jīng)濟體代表，近年來，印尼逐漸走上了穩(wěn)定發(fā)展的道路，其政治、社會和經(jīng)濟面貌均發(fā)生了重大變化。世界銀行預測，該國2022年的經(jīng)濟增長率可達5.1%，2023年的經(jīng)濟增長率將升至5.3%[1]。
印尼擁有豐富的煤炭資源，是全球最大的煤炭生產(chǎn)國。根據(jù)印尼能源與礦產(chǎn)資源部（“能礦部”）的統(tǒng)計，截至2021年底，該國煤炭資源總量、儲量及產(chǎn)量分別約為1101億噸、363億噸和6.14億噸[2]。印尼也是全球最大的煤炭出口國，2021年的煤炭出口總量達4.35億噸。
除出口之外，印尼每年生產(chǎn)的煤炭主要用于國內(nèi)的燃煤電站供應[3]。長期以來，煤炭資源占據(jù)著印尼能源結(jié)構(gòu)的主導地位。以2021年為例，燃煤發(fā)電占該國年度發(fā)電總量的60%[4]。高度依賴煤炭的代價是環(huán)境污染和溫室氣體排放。2021年，印尼僅能源行業(yè)的二氧化碳排放量即高達6億噸[5]，全部行業(yè)的溫室氣體排放總量位居全球第四[6]。
溫室氣體排放導致的氣候變化對印尼社會發(fā)展、居民生存和自然環(huán)境所造成的威脅日益嚴重，能源轉(zhuǎn)型成為該國迫在眉睫的議題。盡管長期依賴傳統(tǒng)化石能源，印尼本國可再生能源的利用潛力巨大，包括太陽能、水能、風能、地熱、生物質(zhì)能、潮汐能等。截至2021年底，該國可再生能源潛力共計約443.2吉瓦，但實際裝機容量僅有11.6吉瓦。自2014年起，印尼政府即致力于發(fā)展本國可再生能源，目標在2025年之前將可再生能源在其能源結(jié)構(gòu)中的占比提高至23%[7]。能礦部公布的數(shù)據(jù)顯示，2021年度，可再生能源發(fā)電量占該國發(fā)電總量的18%[8]。
2016年10月，印尼加入《巴黎協(xié)定》，并在其國家自主貢獻（NDC）中承諾，于2030年前自行減排至少29%，其中能源行業(yè)自行減排至少11%。2021年7月，印尼向聯(lián)合國氣候變化框架公約（UNFCCC）秘書處提交了首份《長期溫室氣體低排放發(fā)展戰(zhàn)略》報告。根據(jù)該報告，印尼承諾在2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和。
在積極參與國際氣候行動的同時，印尼政府也制定了一系列應對氣候變化的法規(guī)與政策，包括搭建國內(nèi)碳排放交易體系（ETS）和實施碳稅等。
02 印尼第112/2022號總統(tǒng)條例
2022年9月13日，印尼總統(tǒng)佐科簽署了標題為《加快可再生能源發(fā)展以提供電力》的第112/2022號總統(tǒng)條例（“第112/2022號總統(tǒng)條例”或“新總統(tǒng)條例”）。該條例在立法階段就備受矚目。歷經(jīng)三年審議討論以及多輪草案修訂，這項行政命令終于在二十國集團（G20）巴厘島峰會召開前落地，向國際社會和公眾發(fā)出積極信號，彰顯印尼政府推進可再生能源轉(zhuǎn)型的決心。
第112/2022號總統(tǒng)條例的亮點之一是在立法層面明確燃煤電站提前退役工作，為該國的退煤之路提供了進一步指導。在逐步關停燃煤電站的同時，印尼須加速發(fā)展可再生能源電站，以保障國內(nèi)能源需求。為解決部分歷史瓶頸問題，第112/2022號總統(tǒng)條例對可再生能源電價機制進行了改革，并對印尼國家電力公司（PLN）可再生能源電力的采購機制作出了調(diào)整。
盡管第112/2022號總統(tǒng)條例為該國清潔能源轉(zhuǎn)型制定了可行性框架，并明確了相關熱點問題的未來方向，但其在細節(jié)層面仍存在不少亟待完善之處。印尼政府預計還將出臺一系列配套文件，為實操環(huán)節(jié)提供指導。例如，新總統(tǒng)條例要求印尼能礦部會同財政部和國企部，就燃煤電站提前退役事宜制定詳盡的路線圖。此外，該文件還要求印尼相關部門在一年內(nèi)制定適用于可再生能源項目的具體激勵措施。
在下文中，筆者將結(jié)合印尼能源行業(yè)發(fā)展及轉(zhuǎn)型背景，逐一分析第112/2022號總統(tǒng)條例所涉及的關鍵內(nèi)容。
03 印尼燃煤電站提前退役
煤電站提前退役工作路線圖
國際環(huán)境署與印尼能礦部建模分析得出，若印尼希望在2060年前實現(xiàn)碳中和，則不應再新建燃煤電站，并應通過現(xiàn)有燃煤電站提前退役的方式，解決煤電產(chǎn)能過剩的問題[9]。
2021年5月，PLN宣布，除了繼續(xù)完成計劃內(nèi)的燃煤電站之外，將不再投資新的燃煤電站[10]。同年10月，PLN公布了經(jīng)由能礦部批準的《2021-2030年度電力供應商業(yè)計劃》（“RUPTL 2021-2030”）。根據(jù)該文件，PLN計劃在此十年期間開發(fā)裝機總量40.57GW的電站，其中可再生能源項目所占比例首次超過半數(shù)。因此，RUPTL 2021-2030也被視為印尼能源轉(zhuǎn)型過程中的里程碑之一[11]。
2021年11月，印尼能礦部長Arifin Tasrif在聯(lián)合國氣候變化大會第26次締約方會議（COP 26）上表態(tài)，將分階段完成印尼燃煤電站提前退役計劃。其中，第一階段擬于2031年啟動，目標在2035年前將可再生能源發(fā)電份額提高至總發(fā)電量的57%；第二、三、四階段分別擬于2036年、2041年和2051年啟動，逐步提高可再生能源發(fā)電份額，并在2060年前完成全部退煤工作[12]。
第112/2022號總統(tǒng)條例從立法層面，進一步為燃煤電站提前退役計劃提供了框架性指導。根據(jù)新總統(tǒng)條例第3條第1款至第3款，印尼能礦部須會同財政部、國企部，制定燃煤電站提前退役工作路線圖，該路線圖至少應列明退役燃煤電站溫室氣體減排的目標、提前終止燃煤電站運營壽命的策略、該項工作與其他相關政策的關系等。
公開信息顯示，能礦部與PLN目前已完成了提前退役的初步工作方案，其內(nèi)容與能礦部長在COP 26會上的演講內(nèi)容基本一致（如下圖所示）[13]。
禁止開發(fā)新燃煤電站
新總統(tǒng)條例生效后，PLN將不得開發(fā)新的燃煤電站項目[14]。但前述限制不適用于：已被列入RUPTL 2021-2030計劃的燃煤電站；為致力于可再生能源增值行業(yè)配套建設的燃煤電站，或作為國家戰(zhàn)略項目（National Strategic Project）、利于當?shù)鼐用窬蜆I(yè)或促進國家經(jīng)濟增長的燃煤電站；承諾通過改進技術等方式，在投產(chǎn)后10年內(nèi)保持溫室氣體排放水平在全國燃煤電站平均水平至少35%以下的燃煤電站；以及運營年限在2050年前結(jié)束的燃煤電站。
現(xiàn)有燃煤電站退役
截至2020年，印尼在役燃煤電站裝機總量為33.4GW，主要位于爪哇島、巴厘島以及蘇門答臘島；另有裝機總量13.8GW的燃煤電站在建[15]。印尼煤電行業(yè)產(chǎn)能嚴重過剩。為提高可再生能源在印尼能源結(jié)構(gòu)中的占比，第112/2022號總統(tǒng)條例要求PLN加速推進自有燃煤電站的提前退役工作，并逐步終止其與獨立發(fā)電商（IPP）所有的燃煤電站簽署的購電協(xié)議[16]。
根據(jù)公開信息，PLN已選定了9個自有燃煤電站項目，裝機總量為4.9GW（如下圖所示）[17]。PLN擬在這些項目中進一步選出約1GW的項目試水，在2030年提前結(jié)束其運營壽命[18]。
針對獨立發(fā)電商的燃煤電站項目，媒體報道稱，PLN曾于2021年6月底，與數(shù)名售電商重新商議已簽署的購電協(xié)議條款，以應對產(chǎn)能過剩問題[19]。但截至本文發(fā)表之日，尚無任何關于PLN按照新總統(tǒng)條例的精神，與獨立發(fā)電商終止購電協(xié)議的公開信息。
燃煤電站退役中遇到的問題
燃煤電站提前退役，須兼顧印尼本國的電力供需狀況。因此，在確定待退役的具體項目時，須充分考慮該燃煤電站的裝機容量、機組壽命、利用率、排放率、經(jīng)濟價值、資金支持、技術支持等[20]。
充分的資金支持是順利推進燃煤電站提前退役的必要條件。燃煤電站的機組壽命一般為30年至40年。由于電站項目的特性，業(yè)主通常會采用項目融資，并計算其在項目運營期內(nèi)的投資回報情況。據(jù)統(tǒng)計，在印尼現(xiàn)裝31.9GW的燃煤電站中，約12.9GW由中國投資者提供全部或部分融資[21]。燃煤電站提前退役，可能會影響業(yè)主收回投資成本。
在筆者曾經(jīng)參與的印尼項目中，PLN與獨立發(fā)電商簽署的購電協(xié)議規(guī)定了提前終止協(xié)議的情形及其后果。若PLN擬提前終止購電協(xié)議，或獨立發(fā)電商以相關政府行為（例如將某燃煤電站納入提前退役路線圖等）構(gòu)成不可抗力為由而要求提前終止購電協(xié)議，則PLN有義務從獨立發(fā)電商手中收購該項目，但具體收購價格須基于購電協(xié)議約定的計算公式進行核算。除購電協(xié)議項下的提前終止條款之外，第112/2022號總統(tǒng)條例規(guī)定，印尼政府可通過財政預算或其他有效途徑，為燃煤電站提前退役工作提供財務支持[22]。
根據(jù)媒體報道，印尼財政部長Sri Mulyani Indrawati在COP 26會議上表示，該國的綠色能源轉(zhuǎn)型需要國際資金支持。2021年10月，印尼被氣候投資基金（CIF）選為加速煤炭轉(zhuǎn)型（ACT）試驗國，預計將獲得CIF高達5億美元的融資支持。此外，日本國際合作署（JICA）、丹麥政府、德國政府、英國政府等，也在探索為印尼燃煤電站提前退役提供資金支持的可能性[23]。
04
印尼可再生能源電價機制改革
原BPP電價機制
第112/2022號總統(tǒng)條例頒布前，印尼實行的可再生能源電價機制以項目所在地區(qū)平均發(fā)電成本（BPP）為基準。具體而言，若某可再生能源發(fā)電項目所在地區(qū)的平均發(fā)電成本高于全國平均發(fā)電成本，則該項目電價不得超過其所在地區(qū)平均發(fā)電成本的85%；但若項目所在地區(qū)平均發(fā)電成本等于或低于全國平均發(fā)電成本，則該項目電價不得超過其所在地區(qū)平均發(fā)電成本。全國和各地區(qū)的平均發(fā)電成本由PLN負責計算，并定期上報至能礦部審批。
自實行以來，BPP電價機制一直被視為制約印尼可再生能源發(fā)展的主要因素。印尼國內(nèi)區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展非常不平衡。爪哇島、巴厘島和蘇門答臘島面積雖小，但人口密集、產(chǎn)業(yè)發(fā)達，燃煤電站項目集中。由于燃煤發(fā)電成本低，這些地區(qū)的平均發(fā)電成本也相應保持在較低水平。若可再生能源電價機制須與地區(qū)平均發(fā)電成本掛鉤，這些地區(qū)的可再生能源項目投資將失去吸引力。
新電價機制
第112/2022號總統(tǒng)條例規(guī)定了全新的可再生能源電價機制，即天花板電價（Ceiling Price）或協(xié)定電價（Deal Price），適用于獨立發(fā)電商全資所有或印尼政府部分所有的可再生能源項目。
顧名思義，天花板電價機制的核心在于，可再生能源電價須以某一價格基準為上限。該機制適用于大多數(shù)可再生能源項目，包括太陽能、地熱、水能（調(diào)峰水電項目除外）、風能、生物質(zhì)能、生物燃氣等。業(yè)主可通過競標或議標的方式，與PLN確定具體的可再生能源項目電價。除地熱項目外，可再生能源電價一經(jīng)確認，在購電協(xié)議期限內(nèi)不可上調(diào)。
新總統(tǒng)條例附錄I載明了各類可再生能源項目所對應的天花板電價。依據(jù)可再生能源項目的發(fā)電類型、裝機容量、所處區(qū)位和售電年限不同，其所適用的天花板電價的計算公式或數(shù)值也有所區(qū)別。例如，項目裝機容量越大，對應的天花板價格水平越低；在購電協(xié)議期限內(nèi)，前10年所對應的天花板價格水平高于剩余年份所對應的價格水平。
印尼能礦部應參考PLN簽署的購電協(xié)議平均電價，會同財政部、國企部，對附錄I所載天花板電價進行年度評估[24]。若能礦部認為有必要調(diào)整天花板電價，則應以部門規(guī)章的形式作出，后續(xù)的可再生能源項目將適用調(diào)整后的天花板電價。至于評估后上調(diào)的天花板電價是否適用于已簽署的購電協(xié)議，新總統(tǒng)條例并未明確立場。但基于實踐經(jīng)驗，筆者認為回溯適用的可能性較低。
需要明確的是，天花板電價并非項目固定電價，它僅代表項目實際電價可以達到的最高限度。盡管新總統(tǒng)條例的頒布在一定程度上反映了印尼政府推進能源轉(zhuǎn)型的積極性，在實踐中，PLN是否愿意以天花板電價或相似水平采購可再生能源電力，仍是一個未知數(shù)。但無論如何，與以單一變量為基礎的BPP電價機制相比，天花板電價機制將電價與項目多維變量掛鉤，希望可以為可再生能源電力市場注入新的活力。
少數(shù)可再生能源項目將適用協(xié)定電價機制，包括調(diào)峰水電站、生物燃料以及潮汐發(fā)電項目。在協(xié)定電價機制下，項目業(yè)主可與PLN自由商議可再生能源電價，不受任何價格水平限制。商議一致的電價須由印尼能礦部批準后，才可生效。
輸電和儲能價格另行協(xié)商
無論某可再生能源項目適用天花板電價機制，抑或是協(xié)定電價機制，其電價均不包括輸電價格（即發(fā)電機組與電網(wǎng)接入點之間的輸電段）。售電商須與PLN另行商議輸電價格。若該價格不超過項目電價的30%，則被視為獲得了能礦部的批準；但若高于項目電價的30%，則須提交至能礦部審批[25]。
對于設有儲能裝備的太陽能或風能項目而言，其項目電價不包括儲能成本。售電商須與PLN另行商議儲能價格。若該價格不超過項目電價的60%，則被視為獲得了能礦部的批準；但若高于項目電價的60%，則須提交至能礦部審批[26]。
照付不議
第112/2022號總統(tǒng)條例對PLN在購電協(xié)議項下的“照付不議”（Take-Or-Pay）義務未有涉及。照付不議條款是購電協(xié)議的常見核心條款之一，即購電方按照協(xié)議約定的最低量，向售電方購買電力并支付電費，無論購電方是否真正需要或?qū)嶋H使用該等電量。
根據(jù)印尼能礦部第10/2017號條例，當電站項目仍處于融資還款階段時，PLN有義務按照購電協(xié)議項下的約定量，消納該電站生產(chǎn)的電力。因此，在目前的實踐中，PLN在購電協(xié)議項下的照付不議義務通常僅適用于項目融資還款階段；待項目融資還款完畢，這一義務將不再適用，PLN可根據(jù)其實際需求采購電力。
新總統(tǒng)條例第10條規(guī)定，PLN可購買自備電站的超發(fā)可再生能源電力。這一采購安排應反映在購電協(xié)議中，有效期至少3年，且可以延長[27]。至于超發(fā)電量采購是否受限于照付不議義務，該條例未給出明確指引。但依照新總統(tǒng)條例，印尼能礦部將會制定配套文件，為可再生能源項目購電協(xié)議的起草提供指導。投資者應對該領域立法動態(tài)保持關注。
匯率風險
盡管新總統(tǒng)條例附錄中的可再生能源天花板電價以美元為計價單位，但PLN向售電商支付電價時，須根據(jù)購電協(xié)議約定，采用相關時點雅加達銀行即期美元匯率（JISDOR）轉(zhuǎn)換貨幣，以印尼盾支付[28]。
新總統(tǒng)令未對上述“相關時點”作出明確定義。參考能礦部第10/2017號條例對購電協(xié)議的主要條款所作出的規(guī)定，在美元轉(zhuǎn)換為印尼盾支付電價時，應適用JISDOR匯率，但該條例并未提到任何適用的時間節(jié)點。在實踐中，PLN在適用前述條款時，通常采用的是其向售電商出具賬單之日的匯率，而非購電協(xié)議簽署之日的匯率。
05
PLN可再生能源電力采購機制調(diào)整
現(xiàn)行采購模式
PLN現(xiàn)行的可再生能源電力采購機制包括直接招標（Direct Selection）和直接指定（Direct Appointment）兩種模式。
該機制雛形可回溯至2012年。印尼能礦部第2012/14號條例規(guī)定了PLN采購可再生能源的三種形式，即直接招標、直接指定和公開招標（Open Tender），分別適用于不同類型的可再生能源項目。參與采購程序的售電商須向PLN證明其財務實力和項目經(jīng)驗。
然而，能礦部第2017/50號條例推翻了上述安排，規(guī)定所有可再生能源項目（地熱與廢棄物轉(zhuǎn)制能源除外）一律適用直接招標的采購模式，并要求在直接招標程序中設置供應商資質(zhì)遴選環(huán)節(jié)，只有通過資質(zhì)審查的供應商才被準許繼續(xù)參與投標。該條例生效后，PLN開始相應編制合格供應商清單（“DPT清單”），并定期更新。入圍DPT清單的供應商將有資格參與PLN的采購程序。
第2017/50號條例一經(jīng)頒布即受到業(yè)界廣泛詬病，尤其是對其取締PLN直接指定模式的不滿。該條例要求PLN通盤適用直接招標模式，但特定類型的可再生能源項目，例如講究項目區(qū)位和資源的水電站項目，更適合適用直接指定、而非直接招標的采購模式。
2020年，印尼政府對PLN的采購機制進行了較大調(diào)整，重新引入了直接指定模式。能礦部第2020/4號條例允許PLN在有限的情形下，以直接指定的形式進行采購，包括當?shù)仉娏ο到y(tǒng)出現(xiàn)緊急情況、采購超發(fā)電量、已投運電站項目擴建以及在部分地區(qū)只存在一家供應商時。該條例還規(guī)定，直接招標和直接指定的流程須分別在180天和90天內(nèi)完成。
現(xiàn)行采購模式的調(diào)整
第112/2022號總統(tǒng)條例對上述采購機制作出了進一步調(diào)整，特別是對直接指定的適用范圍進行了延申，并在實踐操作層面提供了指導。
根據(jù)第112/2022號總統(tǒng)條例，直接招標的采購模式適用于以下類型的可再生能源項目[29]：
水電站項目（適用直接指定模式的水電站項目除外）；
光伏和風電項目（無論是否建有配套儲能設施）；
生物質(zhì)能和生物燃氣項目；
調(diào)峰水電站、生物燃料和潮汐發(fā)電項目。
PLN直接招標模式的采購流程包括兩個階段，須在180天內(nèi)完成。第一階段為資質(zhì)遴選環(huán)節(jié)，符合資質(zhì)條件的供應商將被列入PLN的DPT清單。但該階段結(jié)束后，僅存在一家適格供應商，則PLN將改用直接指定模式進行采購。
第二階段為競爭性報價環(huán)節(jié)，入圍供應商將按照PLN的要求提交競標文件，并在天花板電價的限制范圍內(nèi)提供報價（除非適用協(xié)定電價機制）。中標供應商將與PLN簽署為期30年的購電協(xié)議。
第112/2022號總統(tǒng)條例對PLN直接指定采購模式的適用范圍進行了調(diào)整和擴充，即：
利用水庫、大壩或國有灌溉渠水資源的水電站項目；
地熱礦業(yè)權(quán)持證人或權(quán)利人所有的地熱項目；
已投運地熱、水能、太陽能、風能、生物質(zhì)能和生物燃氣電站的擴建項目；
采購地熱、水能、生物質(zhì)能和生物燃氣項目的超發(fā)電量。
直接指定模式的采購流程包括供應商文件提交、PLN評估以及購電協(xié)議簽署環(huán)節(jié)，整個流程須在90天內(nèi)完成。
借著G20巴厘島峰會的東風，第112/2022號總統(tǒng)條例的頒布將帶動印尼綠色轉(zhuǎn)型進程新一輪的發(fā)展。盡管仍有諸多問題亟待落實完善，但新總統(tǒng)條例推出的燃煤電站提前退役與可再生能源電價改革毫無疑問將成為印尼能礦部、PLN等機構(gòu)實體接下來的工作重點。作為印尼傳統(tǒng)能源行業(yè)投融資的主力軍，中國投資者應與當?shù)卣块T、合作伙伴及時溝通，并持續(xù)關注該領域的后續(xù)立法動態(tài)，以規(guī)避潛在的法律風險。