2022年9月13日，印尼總統佐科簽署了第112/2022號總統條例。歷經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 印尼能源轉型概述
印度尼西亞是東南亞地區國土面積最大、人口最多的國家。作為發展中大國和新興經濟體代表，近年來，印尼逐漸走上了穩定發展的道路，其政治、社會和經濟面貌均發生了重大變化。世界銀行預測，該國2022年的經濟增長率可達5.1%，2023年的經濟增長率將升至5.3%[1]。
印尼擁有豐富的煤炭資源，是全球最大的煤炭生產國。根據印尼能源與礦產資源部（“能礦部”）的統計，截至2021年底，該國煤炭資源總量、儲量及產量分別約為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，印尼每年生產的煤炭主要用于國內的燃煤電站供應[3]。長期以來，煤炭資源占據著印尼能源結構的主導地位。以2021年為例，燃煤發電占該國年度發電總量的60%[4]。高度依賴煤炭的代價是環境污染和溫室氣體排放。2021年，印尼僅能源行業的二氧化碳排放量即高達6億噸[5]，全部行業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展、居民生存和自然環境所造成的威脅日益嚴重，能源轉型成為該國迫在眉睫的議題。盡管長期依賴傳統化石能源，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構中的占比提高至23%[7]。能礦部公布的數據顯示，2021年度，可再生能源發電量占該國發電總量的18%[8]。
2016年10月，印尼加入《巴黎協定》，并在其國家自主貢獻（NDC）中承諾，于2030年前自行減排至少29%，其中能源行業自行減排至少11%。2021年7月，印尼向聯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展戰略》報告。根據該報告，印尼承諾在2030年前實現碳達峰、2060年前實現碳中和。
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與政策，包括搭建國內碳排放交易體系（ETS）和實施碳稅等。
02 印尼第112/2022號總統條例
2022年9月13日，印尼總統佐科簽署了標題為《加快可再生能源發展以提供電力》的第112/2022號總統條例（“第112/2022號總統條例”或“新總統條例”）。該條例在立法階段就備受矚目。歷經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出積極信號，彰顯印尼政府推進可再生能源轉型的決心。
第112/2022號總統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，印尼須加速發展可再生能源電站，以保障國內能源需求。為解決部分歷史瓶頸問題，第112/2022號總統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整。
盡管第112/2022號總統條例為該國清潔能源轉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，為實操環節提供指導。例如，新總統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，筆者將結合印尼能源行業發展及轉型背景，逐一分析第112/2022號總統條例所涉及的關鍵內容。
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年前實現碳中和，則不應再新建燃煤電站，并應通過現有燃煤電站提前退役的方式，解決煤電產能過剩的問題[9]。
2021年5月，PLN宣布，除了繼續完成計劃內的燃煤電站之外，將不再投資新的燃煤電站[10]。同年10月，PLN公布了經由能礦部批準的《2021-2030年度電力供應商業計劃》（“RUPTL 2021-2030”）。根據該文件，PLN計劃在此十年期間開發裝機總量40.57GW的電站，其中可再生能源項目所占比例首次超過半數。因此，RUPTL 2021-2030也被視為印尼能源轉型過程中的里程碑之一[11]。
2021年11月，印尼能礦部長Arifin Tasrif在聯合國氣候變化大會第26次締約方會議（COP 26）上表態，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電份額提高至總發電量的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電份額，并在2060年前完成全部退煤工作[12]。
第112/2022號總統條例從立法層面，進一步為燃煤電站提前退役計劃提供了框架性指導。根據新總統條例第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，其內容與能礦部長在COP 26會上的演講內容基本一致（如下圖所示）[13]。
禁止開發新燃煤電站
新總統條例生效后，PLN將不得開發新的燃煤電站項目[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配套建設的燃煤電站，或作為國家戰略項目（National Strategic Project）、利于當地居民就業或促進國家經濟增長的燃煤電站；承諾通過改進技術等方式，在投產后10年內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年前結束的燃煤電站。
現有燃煤電站退役
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]。印尼煤電行業產能嚴重過剩。為提高可再生能源在印尼能源結構中的占比，第112/2022號總統條例要求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電商（IPP）所有的燃煤電站簽署的購電協議[16]。
根據公開信息，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年提前結束其運營壽命[18]。
針對獨立發電商的燃煤電站項目，媒體報道稱，PLN曾于2021年6月底，與數名售電商重新商議已簽署的購電協議條款，以應對產能過剩問題[19]。但截至本文發表之日，尚無任何關于PLN按照新總統條例的精神，與獨立發電商終止購電協議的公開信息。
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，業主通常會采用項目融資，并計算其在項目運營期內的投資回報情況。據統計，在印尼現裝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，可能會影響業主收回投資成本。
在筆者曾經參與的印尼項目中，PLN與獨立發電商簽署的購電協議規定了提前終止協議的情形及其后果。若PLN擬提前終止購電協議，或獨立發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）構成不可抗力為由而要求提前終止購電協議，則PLN有義務從獨立發電商手中收購該項目，但具體收購價格須基于購電協議約定的計算公式進行核算。除購電協議項下的提前終止條款之外，第112/2022號總統條例規定，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平均發電成本（BPP）為基準。具體而言，若某可再生能源發電項目所在地區的平均發電成本高于全國平均發電成本，則該項目電價不得超過其所在地區平均發電成本的85%；但若項目所在地區平均發電成本等于或低于全國平均發電成本，則該項目電價不得超過其所在地區平均發電成本。全國和各地區的平均發電成本由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展的主要因素。印尼國內區域經濟發展非常不平衡。爪哇島、巴厘島和蘇門答臘島面積雖小，但人口密集、產業發達，燃煤電站項目集中。由于燃煤發電成本低，這些地區的平均發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平均發電成本掛鉤，這些地區的可再生能源項目投資將失去吸引力。
新電價機制
第112/2022號總統條例規定了全新的可再生能源電價機制，即天花板電價（Ceiling Price）或協定電價（Deal Price），適用于獨立發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可再生能源項目，包括太陽能、地熱、水能（調峰水電項目除外）、風能、生物質能、生物燃氣等。業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確認，在購電協議期限內不可上調。
新總統條例附錄I載明了各類可再生能源項目所對應的天花板電價。依據可再生能源項目的發電類型、裝機容量、所處區位和售電年限不同，其所適用的天花板電價的計算公式或數值也有所區別。例如，項目裝機容量越大，對應的天花板價格水平越低；在購電協議期限內，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整天花板電價，則應以部門規章的形式作出，后續的可再生能源項目將適用調整后的天花板電價。至于評估后上調的天花板電價是否適用于已簽署的購電協議，新總統條例并未明確立場。但基于實踐經驗，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。盡管新總統條例的頒布在一定程度上反映了印尼政府推進能源轉型的積極性，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。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。
少數可再生能源項目將適用協定電價機制，包括調峰水電站、生物燃料以及潮汐發電項目。在協定電價機制下，項目業主可與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商
無論某可再生能源項目適用天花板電價機制，抑或是協定電價機制，其電價均不包括輸電價格（即發電機組與電網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號總統條例對PLN在購電協議項下的“照付不議”（Take-Or-Pay）義務未有涉及。照付不議條款是購電協議的常見核心條款之一，即購電方按照協議約定的最低量，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實際使用該等電量。
根據印尼能礦部第10/2017號條例，當電站項目仍處于融資還款階段時，PLN有義務按照購電協議項下的約定量，消納該電站生產的電力。因此，在目前的實踐中，PLN在購電協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可根據其實際需求采購電力。
新總統條例第10條規定，PLN可購買自備電站的超發可再生能源電力。這一采購安排應反映在購電協議中，有效期至少3年，且可以延長[27]。至于超發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議的起草提供指導。投資者應對該領域立法動態保持關注。
匯率風險
盡管新總統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，須根據購電協議約定，采用相關時點雅加達銀行即期美元匯率（JISDOR）轉換貨幣，以印尼盾支付[28]。
新總統令未對上述“相關時點”作出明確定義。參考能礦部第10/2017號條例對購電協議的主要條款所作出的規定，在美元轉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，而非購電協議簽署之日的匯率。
05
PLN可再生能源電力采購機制調整
現行采購模式
PLN現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驗。
然而，能礦部第2017/50號條例推翻了上述安排，規定所有可再生能源項目（地熱與廢棄物轉制能源除外）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遴選環節，只有通過資質審查的供應商才被準許繼續參與投標。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號條例一經頒布即受到業界廣泛詬病，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，包括當地電力系統出現緊急情況、采購超發電量、已投運電站項目擴建以及在部分地區只存在一家供應商時。該條例還規定，直接招標和直接指定的流程須分別在180天和90天內完成。
現行采購模式的調整
第112/2022號總統條例對上述采購機制作出了進一步調整，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。
根據第112/2022號總統條例，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）；
生物質能和生物燃氣項目；
調峰水電站、生物燃料和潮汐發電項目。
PLN直接招標模式的采購流程包括兩個階段，須在180天內完成。第一階段為資質遴選環節，符合資質條件的供應商將被列入PLN的DPT清單。但該階段結束后，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節，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提供報價（除非適用協定電價機制）。中標供應商將與PLN簽署為期30年的購電協議。
第112/2022號總統條例對PLN直接指定采購模式的適用范圍進行了調整和擴充，即：
利用水庫、大壩或國有灌溉渠水資源的水電站項目；
地熱礦業權持證人或權利人所有的地熱項目；
已投運地熱、水能、太陽能、風能、生物質能和生物燃氣電站的擴建項目；
采購地熱、水能、生物質能和生物燃氣項目的超發電量。
直接指定模式的采購流程包括供應商文件提交、PLN評估以及購電協議簽署環節，整個流程須在90天內完成。
借著G20巴厘島峰會的東風，第112/2022號總統條例的頒布將帶動印尼綠色轉型進程新一輪的發展。盡管仍有諸多問題亟待落實完善，但新總統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等機構實體接下來的工作重點。作為印尼傳統能源行業投融資的主力軍，中國投資者應與當地政府部門、合作伙伴及時溝通，并持續關注該領域的后續立法動態，以規避潛在的法律風險。