全球对煤炭的依赖仍未踩下刹车。在最大消费国中国，目前的煤炭火力发电量远超过去5年。经济从新冠疫情中复苏叠加酷暑，电力需求膨胀。欧洲也因乌克兰危机而面临天然气供应隐忧，出现了不顾一切回归煤炭的趋势。总体而言，煤电新增装机速度超过淘汰，去碳化目标变得模糊不清。

国际能源机构（IEA）7月的报告显示，2022年，第二大消费国印度的煤炭需求增长了8%。印度尼西亚增长36%，成为世界第五大消费国。预计全球整体需求也将在2023年创出历史新高。

煤炭成本低，而且易于稳定采购。新兴国家自不必说，发达国家也在非常时期依靠煤炭。作为去碳化旗手的德国也不例外。乌克兰危机导致俄罗斯天然气供应中断，德国经济和气候保护部长哈贝克认为“情况严重”，增加了煤炭火力发电。法国也开始重新启动。

丰富的煤炭资源使印度尼西亚（以下简称“印尼”）成为煤电大国，也是全球重要的煤炭出口国。

2021年7月，印尼向联合国气候变化框架公约（UNFCCC）秘书处提交了首份《长期温室气体低排放发展战略》，承诺在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和。同年10月，印度尼西亚能源和矿产资源部（以下简称“印尼能矿部”）部长阿里芬·塔斯里夫（Arifin Tasrif）宣布，除已纳入规划和获批项目外，将不再考虑新建燃煤电站。

然而，“大象”转身不易，印尼众多“年轻”的煤电厂需要处置搁浅成本，新能源也还方兴未艾。

煤炭是印尼的支柱行业

煤炭行业是印尼GDP的重要组成部分。从现价GDP分行业构成情况来看，过去10年采矿业占印尼GDP的比重在10-15%左右，其中煤炭行业占采矿业GDP的比重一般在20-30%左右。2021-2022年，由于全球煤价上涨和印尼煤炭产量增加，煤炭行业占印尼采矿业GDP的比重进一步提升，占比分别达到了40%、54%，创10年来的高点。

煤炭也是印尼用于出口创汇的重要行业。过去10年，在印尼出口项目中，煤炭出口金额占印尼出口总额的比重在10-20%左右。通过开发并出口当地丰富的煤炭资源，印尼一方面可以实现出口创汇，另一方面也有助于平衡其能源贸易收支。原因在于，印尼原油储采比较低，而运输等部门日益增长的原油需求导致该国原油对外依赖度较高，原油贸易逆差难改。虽然印尼目前属于天然气净出口国，但由于天然气储采比也偏低，我们认为随着印尼能源消费的增长，在刚性需求下，天然气出口可能伴随当地天然气资源的消耗而受到一定约束。因此，出口煤炭一定程度上是印尼平衡能源贸易收支的重要手段。

印尼能源需求的大部分增量由煤炭满足。Energy Institute数据显示，2000-2022年印尼一次能源消费总量由1.43亿吨标准煤增长至3.33亿吨标准煤，其中天然气、水力、可再生能源和原油的消费增长相对有限，而煤炭消费增量最大，由1,877万吨标准煤增加至1.49亿吨标准煤，贡献了过去22年印尼60%以上的一次能源消费增长，这反映出过去20年印尼日益增长的能源需求离不开对煤炭的依赖。

印尼退煤“痛苦”

崔宜筠介绍，和欧美国家许多已运行超过50年的煤电厂不同，印尼煤电厂更加“年轻”。按照公布的退役时间表，每个煤电厂平均只有20年的运行周期，而一般燃煤机组的寿命是30—40年。

据《南方能源观察》此前报道，新投产的煤电厂运行到末期需要进行大幅改造才能更好地提供调峰等电力辅助服务，这将是一笔不小的投入。如果这些煤电厂选择提前退役，项目运营年限缩短也势必影响投资回报率。

2022年二十国集团（G20）峰会期间，印尼与一些国家和组织发布“公平能源转型伙伴关系”（JETP）联合声明，筹集100亿美元，帮助印尼减少对煤炭的依赖。亚洲开发银行在2021年创设了促进早日关停燃煤发电站的“能源转型机制”（ETM），以低息贷款替换燃煤发电站现在背负的贷款。

不过，此前有受访专家认为，上述资金可以缓解印尼能源转型的压力，但还远远不够。2022年9月，印尼国有企业部长埃里克·托希尔（Erick Thohir）表示，该国能源转型需要超过6000亿美元的资金支持。

多位受访专家认为，印尼过去在经济发展上取得的成功，很大程度上依赖传统能源的支撑，煤炭出口也是重要的收入来源之一，富产煤炭的同时促进了印尼国内的电气化进程。

硬币的另一面是，近年来，印尼的减排压力剧增。2022年9月，国际能源署（IEA）发布的《印尼实现净零排放的能源部门路线图》（An Energy Sector Roadmap to Net Zero Emissions in Indonesia，以下简称《路线图》）显示，2000—2021年，印尼二氧化碳排放增加了两倍多，燃煤排放占新增排放量的四分之三。

煤炭支撑了印尼的经济发展，工业发展与煤紧密相关，产业能耗也偏高。“退煤必然会经历痛苦。”崔宜筠说，“经过多年发展，印尼的煤炭、煤电行业已经形成了相对稳定的产业链、利益链，解决退煤过程中的就业等问题将是未来推进减排工作的重点。”

《路线图》认为，需要对印尼燃煤电厂的运营方式进行一些调整，比如，不再用固定价格签署长期购售电合同等。“固定电价的长期合同使燃煤电厂缺乏升级改造的动力，进而不利于其灵活参与电力系统，配合风电、光伏的运行。改变合同模式，促进煤电释放灵活性非常重要。”

崔宜筠说，近期看来，退煤进展也要看印尼新能源的发展速度，“对发展中国家来说，只有新能源‘顶’上来，才能放心退煤”。长远看来，碳捕集、利用与封存（CCUS）也可能使印尼持续利用煤炭，但与可再生能源相比，CCUS是一种更为昂贵的选择。

挣扎的新能源

2022年10月，阿里芬·塔斯里夫在新加坡国际能源周分享，印尼可再生能源总开发潜力为3686GW，包含太阳能、水电、生物能、风能、地热能、海洋能。截至2022年10月，印尼可再生能源利用率仅约0.3%，开发潜力巨大。

其中，水能和地热资源开发利用率相对较高，而太阳能和风能利用率较低。作为赤道国家，印尼拥有丰富的光照资源，全域太阳能资源丰富，但也因地处赤道无风地带，风资源一般。

根据RUPTL提出的目标，2025年印尼可再生能源发电占比要达到23%，到2050年不低于31%。2021—2030年，印尼计划新增新能源20.92GW，其中，水电10.39GW、地热3.36GW、光伏4.68GW、风能与储能电站1.49GW。

印尼是东盟国家中较早出台光伏补贴政策的国家，自2009年以来，印尼能矿部下属的可再生能源和节能总局（DGNREEC，以下简称“新能源局”）多番尝试制定有效的政策促使印尼太阳能行业快速稳定发展，但过去很长一段时间里，由于电价政策缺乏连贯性，并没有达到预期效果。

印尼曾两次推出FIT补贴机制，而后又匆忙撤销，接替FIT补贴的是基准电价机制（Biaya Pokok Produksi，BPP），规定光伏、风能、潮汐能等上网电价不高于当地BPP的85%，水力、地热、垃圾发电等价格上限为BPP。BPP是指项目所在地平均发电成本，基本由煤电决定，在BPP机制下，如果没有额外补贴，难以推动可再生能源发展。

第112/2022号总统条例明确了新的新能源电价政策，对项目还贷期设置了较高的“天花板”价，并与多维变量挂钩。

印尼政府于2021年3月推出的投资“优先清单”，取代了2016年第44号总统条例中以“负面清单”为主要模式的外商投资准入制度，取消了对外商投资发电厂、输配电等项目的股权比例限制。2022年10月，印尼能矿部拟进一步放开投资限制，允许独立发电商（IPP）在特定区域内自行投资建设和运营输配电网。

印尼当地一位能源从业者介绍，PLN购电采取照付不议机制，公司负债水平较高，是否愿意以较高的电价采购可再生能源电力仍是一个未知数，同时短期内也难以直接投资可再生能源发电项目。

多位长期在印尼从事能源行业的人士对eo说，由于缺乏清晰的盈利模式，印尼广阔的可再生能源发展前景虽然吸引着众多关注，但落地项目不多。

文章来源： ​南方能源观察，中金研究，日经中文网