中國經(jīng)驗對印尼能源轉(zhuǎn)型的啟示與借鑒
來源：南方能源觀察 時間：2025-12-01 15:47
秦萍 喬慧 肖淇泳 中國人民大學(xué)
陳捷勝 新加坡國立大學(xué)
印度尼西亞（以下簡稱“印尼”）橫跨赤道，是全球最大的群島國家與東南亞第一大經(jīng)濟體，其人口和經(jīng)濟規(guī)模均居?xùn)|盟首位，分別占區(qū)域總量的41%和35%。印尼能源結(jié)構(gòu)對化石燃料高度依賴，碳排放總量居高不下。2023年，化石能源在印尼一次能源結(jié)構(gòu)中的占比達(dá)87%，煤電貢獻(xiàn)了63%的總發(fā)電量，使印尼成為全球第六大排放國，其碳排放量已超過日本。印尼既是全球碳減排進(jìn)程中的關(guān)鍵參與方，更是決定東南亞能源轉(zhuǎn)型成敗的核心變量。
為兌現(xiàn)國際減排承諾和推動產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級，印尼制定了宏偉的能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)：2040年全面淘汰燃煤電廠，2050年實現(xiàn)凈零排放。但現(xiàn)實進(jìn)展與目標(biāo)存在顯著差距，截至2023年，印尼可再生能源占比僅為13.1%，且光伏和風(fēng)電累計裝機量不足1吉瓦。與此同時，印尼煤電退出在資金與體制等方面面臨巨大挑戰(zhàn)，持續(xù)阻礙低碳轉(zhuǎn)型進(jìn)程。
印尼能源轉(zhuǎn)型緩慢的核心癥結(jié)在于能源體系發(fā)展路徑與制度設(shè)計滯后于轉(zhuǎn)型需求，一方面形成了高碳技術(shù)鎖定效應(yīng)，另一方面削弱了低碳轉(zhuǎn)型的市場激勵。本文聚焦阻礙印尼能源轉(zhuǎn)型的四類制度性障礙：一是煤電結(jié)構(gòu)依賴與資產(chǎn)鎖定；二是可再生能源投資激勵缺失；三是電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施瓶頸與能源時空錯配；四是碳定價機制薄弱與有效性不足。
中國在相似的發(fā)展階段，曾面臨與印尼類似的能源結(jié)構(gòu)性矛盾，并在破解高碳鎖定、激勵可再生能源發(fā)展等方面積累了豐富經(jīng)驗。本文通過對比中國在類似階段的改革經(jīng)驗，旨在提煉中國在市場機制、政策工具與制度設(shè)計方面的共性啟示，以期為印尼的能源政策調(diào)整提供切實可行的參考路徑。
01打破煤電依賴與資產(chǎn)鎖定
在煤炭資源稟賦優(yōu)勢與政策性扭曲的雙重作用下，煤電在印尼電力系統(tǒng)中長期占據(jù)主導(dǎo)地位。在發(fā)電環(huán)節(jié)，印尼政府實施國內(nèi)市場義務(wù)（Domestic Market Obligation，DMO）政策，要求煤炭企業(yè)將至少25%的煤炭產(chǎn)量以不超過70美元/噸的價格供應(yīng)國內(nèi)電廠，使燃煤機組的度電成本顯著低于市場水平，直接削弱了可再生能源的價格競爭力。
在電價與合約層面，長期購電協(xié)議（PPA）的鎖定效應(yīng)進(jìn)一步鞏固了煤電的優(yōu)勢地位。印尼國家電力公司（PLN）作為壟斷購電方，與獨立發(fā)電商（IPP）簽訂了大量包含25—30年“照付不議”（Take-or-pay）條款的購電協(xié)議，無論實際調(diào)度與否，PLN都須支付容量費用。這一機制推高了其他能源的調(diào)度成本，導(dǎo)致PLN在日常調(diào)度中優(yōu)先選擇煤電，擠壓了可再生能源的發(fā)電空間。
在煤電資產(chǎn)層面，印尼煤電機組平均役齡不足15年，遠(yuǎn)低于40年的設(shè)計壽命。若要推進(jìn)煤電提前退役，需要承擔(dān)高額補償成本，轉(zhuǎn)型面臨巨額資金缺口。此外，PLN與煤電存在深度投資綁定，其財務(wù)穩(wěn)健性高度依賴煤電現(xiàn)金流，形成體制性路徑依賴，導(dǎo)致國家可再生能源激勵政策難以真正落地。
對比來看，中國在21世紀(jì)初快速工業(yè)化進(jìn)程中曾面臨煤電產(chǎn)能結(jié)構(gòu)性過剩難題，為此，中國通過行政調(diào)控與市場機制協(xié)同發(fā)力，推動煤電結(jié)構(gòu)優(yōu)化。在容量置換方面，中國以600兆瓦以上的高效低排放機組置換100兆瓦以下的低效小機組。在政策執(zhí)行過程中，監(jiān)管機構(gòu)為煤電機組制定了嚴(yán)格且持續(xù)提升的能耗與環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，現(xiàn)有機組若無法通過技術(shù)改造在規(guī)定期限內(nèi)達(dá)標(biāo)，將被強制關(guān)停。同時，政策要求優(yōu)先調(diào)度高效低排放機組，擠壓落后機組的生存空間。
為降低退出阻力，中國建立了市場化補償機制。政府允許退役機組通過省級電力交易中心，將發(fā)電權(quán)有償轉(zhuǎn)讓給新建高效機組，轉(zhuǎn)讓收益用于補償剩余資產(chǎn)價值、償還債務(wù)及安置員工。這種行政與市場工具相結(jié)合的方式，為資產(chǎn)所有者提供了平穩(wěn)退出的經(jīng)濟激勵。2006—2010年，中國累計關(guān)停小火電機組76.8吉瓦，相當(dāng)于當(dāng)時全國煤電總裝機容量的近15%。
結(jié)合印尼資金有限的現(xiàn)實約束，可從三方面推進(jìn)改革：首先，改革煤炭價格上限政策，為轉(zhuǎn)型提供資金保障。取消DMO價格上限，對煤炭超出基準(zhǔn)價部分征收能源轉(zhuǎn)型稅，專項用于機組退役補償、職工再就業(yè)培訓(xùn)與社區(qū)轉(zhuǎn)型支持。其次，通過合約和調(diào)度方式改革優(yōu)化存量煤電機組結(jié)構(gòu)。在新簽或續(xù)簽合同時，以靈活性支付機制替代容量付費；在調(diào)度機制中，引入能效與排放約束，優(yōu)先調(diào)度高效、低排放機組，以逐步降低系統(tǒng)的平均排放強度。最后，推進(jìn)電力體制改革。可將PLN重組為控股母公司，下設(shè)獨立核算的發(fā)電、輸電與配電子公司，通過引入競爭與透明核算機制，弱化PLN作為單一購電方與煤電投資者的雙重身份。
02強化激勵機制，吸引可再生能源投資
印尼能源轉(zhuǎn)型面臨的另一核心瓶頸是可再生能源投資動力不足。盡管印尼政府明確提出2025年實現(xiàn)可再生能源占比達(dá)到23%的目標(biāo)，但2023年實際占比僅為13.1%。由于項目融資難度大、收益預(yù)期不穩(wěn)定、政策不確定性高，印尼可再生能源項目的財務(wù)可行性普遍較低。
首先，政策性約束抬高了項目投資成本。2019年，印尼光伏本地化含量要求規(guī)定組件國產(chǎn)化率需達(dá)到60%以上。由于印尼本土制造業(yè)基礎(chǔ)薄弱，開發(fā)商不得不以更高價格采購本地設(shè)備，項目資本支出平均上升約12%。此外，印尼要求開發(fā)商承擔(dān)電網(wǎng)接入、加固及儲能設(shè)施的費用，導(dǎo)致可再生能源項目平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）至少增加21.6%，在離網(wǎng)項目中甚至可能上升至原成本的5倍。這一系列隱性負(fù)擔(dān)顯著削弱了項目經(jīng)濟性與融資吸引力。
其次，收益端的電價機制嚴(yán)重制約投資回報。印尼政府將當(dāng)?shù)仄骄l(fā)電成本（BPP）設(shè)定為可再生能源上網(wǎng)電價上限，部分地區(qū)更將上限進(jìn)一步壓低為BPP的85%。由于煤電長期享受燃料補貼，其度電成本被人為壓低，導(dǎo)致可再生能源項目在現(xiàn)行價格體系下難以獲得合理利潤。此外，政策頻繁調(diào)整、項目投標(biāo)流程煩瑣等問題，進(jìn)一步加劇投資不確定性。
中國的經(jīng)驗表明，明確且穩(wěn)定的激勵政策能夠在短期內(nèi)培育市場需求。中國自2009年起推行固定上網(wǎng)電價制度，為可再生能源項目提供長期穩(wěn)定的收益預(yù)期，且光伏、風(fēng)電的標(biāo)桿電價顯著高于煤電價格。這種穩(wěn)定優(yōu)厚的電價預(yù)期，快速撬動大量社會資本涌入，推動國內(nèi)光伏裝機量從2010年的不足1吉瓦躍升至2017年的130吉瓦。同時，暴增的需求反過來帶動上游設(shè)備制造業(yè)快速擴張，推動中國光伏產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展，最終形成全球規(guī)模最大、成本最低的完整產(chǎn)業(yè)鏈。
裝機規(guī)模擴大、成本顯著下降后，中國適時調(diào)整可再生能源政策重心，轉(zhuǎn)向推動財政可持續(xù)性和建立市場化運行機制。2018年起，中國逐步引入競爭性招標(biāo)機制，補貼不再無條件分配給所有可再生能源項目。2019年固定標(biāo)桿電價轉(zhuǎn)為指導(dǎo)價，2021年實現(xiàn)新建光伏、風(fēng)電全面平價上網(wǎng)，最終于2025年取消國家固定上網(wǎng)電價補貼。這種漸進(jìn)式的制度演化路徑，既保障了早期投資的確定性，又在后期實現(xiàn)了財政減負(fù)與效率提升的雙重目標(biāo)。
對印尼而言，短期內(nèi)政策重點應(yīng)聚焦于增強投資者信心和擴大可再生能源項目規(guī)模。其一，印尼政府需重構(gòu)電價形成機制，盡快廢除現(xiàn)有的BPP定價制度，建立具有法律約束力的可再生能源固定電價機制，為投資者提供長期穩(wěn)定的收益預(yù)期。其二，印尼政府需要提升政策穩(wěn)定性和可預(yù)期性，制定明確的補貼退出路線圖與中長期發(fā)展規(guī)劃，避免政策頻繁調(diào)整引發(fā)的投資風(fēng)險。其三，優(yōu)化LCR（當(dāng)?shù)爻煞忠螅┱咴O(shè)計，可針對關(guān)鍵光伏組件實行分階段國產(chǎn)化門檻，逐步提升本土制造能力，避免因短期本地化要求過高而阻礙可再生能源投資落地。
03緩解電網(wǎng)瓶頸，提升可再生消納能力
印尼由超過17000個島嶼組成，資源稟賦與負(fù)荷中心高度錯配，跨島輸電需求龐大而基礎(chǔ)設(shè)施嚴(yán)重不足。爪哇島集聚了全國大部分人口與經(jīng)濟活動，蘇門答臘、加里曼丹等島嶼則蘊藏豐富的水能與地?zé)崮軡摿?，但受制于跨島輸電線路建設(shè)成本高昂與長期融資瓶頸，可再生能源需求與供給難以有效對接。此外，印尼電力系統(tǒng)由多個相互隔離或僅具弱互聯(lián)的區(qū)域網(wǎng)組成，難以應(yīng)對光伏、風(fēng)能等間歇性可再生能源并網(wǎng)所帶來的波動性挑戰(zhàn)，嚴(yán)重限制了可再生能源消納規(guī)模。
中國在應(yīng)對類似的資源與負(fù)荷逆向分布問題上積累了較為成熟的經(jīng)驗。通過建設(shè)特高壓（UHV）與跨區(qū)通道工程，中國實現(xiàn)了跨省乃至跨區(qū)域的大規(guī)模電力調(diào)度，顯著提升了可再生能源的消納能力。同時，中國在制度層面明確了發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)公司的成本分?jǐn)傌?zé)任，建立了以“核定成本+合理回報”為核心的輸配電定價機制，為電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、升級與維護(hù)提供了穩(wěn)定的資金來源。在偏遠(yuǎn)地區(qū)與園區(qū)層面，鼓勵發(fā)展分布式或微電網(wǎng)模式，使分布式靈活供能成為主干電網(wǎng)的有效補充，從而能夠在保持供電安全的同時，顯著提升可再生能源接入比例。
印尼受資金約束和復(fù)雜的群島地理條件制約，短期內(nèi)難以復(fù)制中國的特高壓體系，但可以采用跨島輸電與區(qū)域微電網(wǎng)并重的策略。在資金有限的情況下，印尼可通過電力負(fù)荷與資源評估，優(yōu)先識別具有最大邊際效益的跨島輸電線路，如連接蘇門答臘、加里曼丹與爪哇負(fù)荷中心的海底電纜項目。集中投資重點通道可在有限周期內(nèi)最大化可再生能源外送效益。同時，需要建立獨立輸配電價與投資回報機制。當(dāng)前印尼實行的捆綁式電價體系將輸配電成本嵌入終端電價之中，缺乏獨立核算與收益激勵，不利于吸引社會資本。應(yīng)將輸配電環(huán)節(jié)獨立定價，確保PLN及潛在投資者獲得可持續(xù)收益，激發(fā)電網(wǎng)擴建與技術(shù)升級的動力。
在項目并網(wǎng)時，印尼亟須制定統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)與成本分?jǐn)倷C制，避免可再生能源開發(fā)商獨自承擔(dān)全部系統(tǒng)性成本。接入點及其鄰近改造成本可由項目承擔(dān)，而電網(wǎng)擴容和接入產(chǎn)生的網(wǎng)側(cè)成本應(yīng)納入輸配電價中進(jìn)行社會化分?jǐn)?。在工業(yè)園區(qū)、偏遠(yuǎn)社區(qū)及小型島嶼，推進(jìn)成規(guī)模的微電網(wǎng)落地試點，重點推廣“分布式光伏+儲能+微電網(wǎng)”模式，實現(xiàn)就地發(fā)電、就地消納，減少對主干電網(wǎng)的依賴。待關(guān)鍵通道相繼投產(chǎn)后，再通過標(biāo)準(zhǔn)化購售電合約與滾動調(diào)度安排，實現(xiàn)微電網(wǎng)與主網(wǎng)的協(xié)同，為可再生能源的規(guī)模化發(fā)展提供網(wǎng)側(cè)支撐。
04強化碳定價機制，提升碳市場有效性
印尼目前碳定價體系構(gòu)建的成效有限。2023年，印尼正式啟動針對電力行業(yè)的強制性排放交易體系，覆蓋全國99家燃煤電廠。盡管政府寄望通過碳市場引導(dǎo)減排，但目前碳市場仍處于起步階段，整體推進(jìn)緩慢，市場效能有限?，F(xiàn)行碳排放交易體系（ETS）的覆蓋面有限、交易量低，難以形成有效的減排激勵。2024年，印尼ETS的拍賣價僅約為2.9美元/噸，遠(yuǎn)低于全球平均水平32美元/噸及國際機構(gòu)建議的最低有效價格35美元/噸。此外，原計劃作為價格底線的碳稅因行業(yè)阻力已多次推遲，導(dǎo)致市場缺乏錨定價格。
為平衡減排目標(biāo)與經(jīng)濟發(fā)展訴求，印尼選擇采用強度控制體系。監(jiān)管機構(gòu)為每類機組設(shè)定度電排放基準(zhǔn)線，引導(dǎo)存量電量向高效機組轉(zhuǎn)移。然而，強度控制體系的有效性高度依賴基準(zhǔn)線的嚴(yán)謹(jǐn)設(shè)定。印尼的基準(zhǔn)值設(shè)定明顯偏松，2020年P(guān)LN整體發(fā)電資產(chǎn)組合的排放強度為0.844tCO/MWh，但印尼為最先進(jìn)機組設(shè)定的排放強度標(biāo)準(zhǔn)高達(dá)0.911tCO/MWh。規(guī)模較大的發(fā)電機組無須采取任何減排行動即可處于配額盈余狀態(tài)，即便是低效機組，也能獲得大量免費配額。由于碳配額需求匱乏，印尼碳市場缺乏交易量，從根本上削弱了碳市場的減排激勵。
中國在2021年啟動全國碳市場時，將燃煤機組按燃料類型、技術(shù)水平及裝機容量細(xì)分為四類，并分別設(shè)定差異化的度電排放基準(zhǔn)線。根據(jù)生態(tài)環(huán)境部提供的數(shù)據(jù)，2022年，中國約有39.1%的煤電機組存在配額缺口，這一安排在一定程度上平衡了減排目標(biāo)與存量資產(chǎn)約束。要提高碳市場的有效性，印尼需逐漸收緊其基準(zhǔn)線，結(jié)合機組結(jié)構(gòu)設(shè)計合理的缺口比例，迫使企業(yè)采取實質(zhì)性減排行動。
此外，ETS的有效性依賴配套制度建設(shè)?？勺匪?、可核查、可報告的數(shù)據(jù)報送、核算與核查（MRV）體系，以及具有威懾力的履約懲罰機制，是碳市場能夠真正發(fā)揮作用的制度前提。自2013年起，中國在北京、上海、廣東等7個省市啟動了碳交易試點，為全國市場積累了MRV領(lǐng)域的寶貴經(jīng)驗和能力，包括分行業(yè)排放核算方法學(xué)、獨立第三方核查體系及數(shù)字化直報平臺等。在履約機制上，2024年5月生效的《碳排放權(quán)交易管理暫行條例》規(guī)定，未按時足額履約的企業(yè)將被處以其缺口市場價值5—10倍的罰款，并可能被責(zé)令停產(chǎn)整治。這種具有足夠威懾力的懲罰機制確保了市場參與者嚴(yán)肅對待履約義務(wù)，成為維護(hù)市場秩序與碳價信號有效性的保障。
相比之下，印尼碳市場在制度基礎(chǔ)上存在明顯短板。印尼的國家登記系統(tǒng)（SRN PPI）尚不成熟，既增加了數(shù)據(jù)質(zhì)量風(fēng)險，也削弱了碳信用的國際公信力。同時，印尼缺乏違約的懲罰條款，違約成本甚至低于履約成本，導(dǎo)致企業(yè)交易動力不足；加之本應(yīng)作為價格下限的碳稅多次推遲實施，市場預(yù)期進(jìn)一步弱化。因此，要釋放ETS的減排潛能，印尼亟須建立統(tǒng)一且可信的MRV體系，輔以清晰可執(zhí)行的懲罰機制，同時盡快啟動征收碳稅并逐步提高稅率。
責(zé)任編輯：劉礎(chǔ)琪
