2022年9月13日，印尼总统佐科签署了第112/2022号总统条例。历经三年立法讨论和多轮草案修订，尽管这项题为《加快可再生能源发展以提供电力》的行政命令姗姗来迟，但希望其对于印尼燃煤电站加速退役方案、可再生能源电价机制改革、可再生能源电力采购模式等问题的安排能够为市场参与者提供更为清晰的指导。
01 印尼能源转型概述
印度尼西亚是东南亚地区国土面积最大、人口最多的国家。作为发展中大国和新兴经济体代表，近年来，印尼逐渐走上了稳定发展的道路，其政治、社会和经济面貌均发生了重大变化。世界银行预测，该国2022年的经济增长率可达5.1%，2023年的经济增长率将升至5.3%[1]。
印尼拥有丰富的煤炭资源，是全球最大的煤炭生产国。根据印尼能源与矿产资源部（“能矿部”）的统计，截至2021年底，该国煤炭资源总量、储量及产量分别约为1101亿吨、363亿吨和6.14亿吨[2]。印尼也是全球最大的煤炭出口国，2021年的煤炭出口总量达4.35亿吨。
除出口之外，印尼每年生产的煤炭主要用于国内的燃煤电站供应[3]。长期以来，煤炭资源占据着印尼能源结构的主导地位。以2021年为例，燃煤发电占该国年度发电总量的60%[4]。高度依赖煤炭的代价是环境污染和温室气体排放。2021年，印尼仅能源行业的二氧化碳排放量即高达6亿吨[5]，全部行业的温室气体排放总量位居全球第四[6]。
温室气体排放导致的气候变化对印尼社会发展、居民生存和自然环境所造成的威胁日益严重，能源转型成为该国迫在眉睫的议题。尽管长期依赖传统化石能源，印尼本国可再生能源的利用潜力巨大，包括太阳能、水能、风能、地热、生物质能、潮汐能等。截至2021年底，该国可再生能源潜力共计约443.2吉瓦，但实际装机容量仅有11.6吉瓦。自2014年起，印尼政府即致力于发展本国可再生能源，目标在2025年之前将可再生能源在其能源结构中的占比提高至23%[7]。能矿部公布的数据显示，2021年度，可再生能源发电量占该国发电总量的18%[8]。
2016年10月，印尼加入《巴黎协定》，并在其国家自主贡献（NDC）中承诺，于2030年前自行减排至少29%，其中能源行业自行减排至少11%。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》报告。根据该报告，印尼承诺在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和。
在积极参与国际气候行动的同时，印尼政府也制定了一系列应对气候变化的法规与政策，包括搭建国内碳排放交易体系（ETS）和实施碳税等。
02 印尼第112/2022号总统条例
2022年9月13日，印尼总统佐科签署了标题为《加快可再生能源发展以提供电力》的第112/2022号总统条例（“第112/2022号总统条例”或“新总统条例”）。该条例在立法阶段就备受瞩目。历经三年审议讨论以及多轮草案修订，这项行政命令终于在二十国集团（G20）巴厘岛峰会召开前落地，向国际社会和公众发出积极信号，彰显印尼政府推进可再生能源转型的决心。
第112/2022号总统条例的亮点之一是在立法层面明确燃煤电站提前退役工作，为该国的退煤之路提供了进一步指导。在逐步关停燃煤电站的同时，印尼须加速发展可再生能源电站，以保障国内能源需求。为解决部分历史瓶颈问题，第112/2022号总统条例对可再生能源电价机制进行了改革，并对印尼国家电力公司（PLN）可再生能源电力的采购机制作出了调整。
尽管第112/2022号总统条例为该国清洁能源转型制定了可行性框架，并明确了相关热点问题的未来方向，但其在细节层面仍存在不少亟待完善之处。印尼政府预计还将出台一系列配套文件，为实操环节提供指导。例如，新总统条例要求印尼能矿部会同财政部和国企部，就燃煤电站提前退役事宜制定详尽的路线图。此外，该文件还要求印尼相关部门在一年内制定适用于可再生能源项目的具体激励措施。
在下文中，笔者将结合印尼能源行业发展及转型背景，逐一分析第112/2022号总统条例所涉及的关键内容。
03 印尼燃煤电站提前退役
煤电站提前退役工作路线图
国际环境署与印尼能矿部建模分析得出，若印尼希望在2060年前实现碳中和，则不应再新建燃煤电站，并应通过现有燃煤电站提前退役的方式，解决煤电产能过剩的问题[9]。
2021年5月，PLN宣布，除了继续完成计划内的燃煤电站之外，将不再投资新的燃煤电站[10]。同年10月，PLN公布了经由能矿部批准的《2021-2030年度电力供应商业计划》（“RUPTL 2021-2030”）。根据该文件，PLN计划在此十年期间开发装机总量40.57GW的电站，其中可再生能源项目所占比例首次超过半数。因此，RUPTL 2021-2030也被视为印尼能源转型过程中的里程碑之一[11]。
2021年11月，印尼能矿部长Arifin Tasrif在联合国气候变化大会第26次缔约方会议（COP 26）上表态，将分阶段完成印尼燃煤电站提前退役计划。其中，第一阶段拟于2031年启动，目标在2035年前将可再生能源发电份额提高至总发电量的57%；第二、三、四阶段分别拟于2036年、2041年和2051年启动，逐步提高可再生能源发电份额，并在2060年前完成全部退煤工作[12]。
第112/2022号总统条例从立法层面，进一步为燃煤电站提前退役计划提供了框架性指导。根据新总统条例第3条第1款至第3款，印尼能矿部须会同财政部、国企部，制定燃煤电站提前退役工作路线图，该路线图至少应列明退役燃煤电站温室气体减排的目标、提前终止燃煤电站运营寿命的策略、该项工作与其他相关政策的关系等。
公开信息显示，能矿部与PLN目前已完成了提前退役的初步工作方案，其内容与能矿部长在COP 26会上的演讲内容基本一致（如下图所示）[13]。
禁止开发新燃煤电站
新总统条例生效后，PLN将不得开发新的燃煤电站项目[14]。但前述限制不适用于：已被列入RUPTL 2021-2030计划的燃煤电站；为致力于可再生能源增值行业配套建设的燃煤电站，或作为国家战略项目（National Strategic Project）、利于当地居民就业或促进国家经济增长的燃煤电站；承诺通过改进技术等方式，在投产后10年内保持温室气体排放水平在全国燃煤电站平均水平至少35%以下的燃煤电站；以及运营年限在2050年前结束的燃煤电站。
现有燃煤电站退役
截至2020年，印尼在役燃煤电站装机总量为33.4GW，主要位于爪哇岛、巴厘岛以及苏门答腊岛；另有装机总量13.8GW的燃煤电站在建[15]。印尼煤电行业产能严重过剩。为提高可再生能源在印尼能源结构中的占比，第112/2022号总统条例要求PLN加速推进自有燃煤电站的提前退役工作，并逐步终止其与独立发电商（IPP）所有的燃煤电站签署的购电协议[16]。
根据公开信息，PLN已选定了9个自有燃煤电站项目，装机总量为4.9GW（如下图所示）[17]。PLN拟在这些项目中进一步选出约1GW的项目试水，在2030年提前结束其运营寿命[18]。
针对独立发电商的燃煤电站项目，媒体报道称，PLN曾于2021年6月底，与数名售电商重新商议已签署的购电协议条款，以应对产能过剩问题[19]。但截至本文发表之日，尚无任何关于PLN按照新总统条例的精神，与独立发电商终止购电协议的公开信息。
燃煤电站退役中遇到的问题
燃煤电站提前退役，须兼顾印尼本国的电力供需状况。因此，在确定待退役的具体项目时，须充分考虑该燃煤电站的装机容量、机组寿命、利用率、排放率、经济价值、资金支持、技术支持等[20]。
充分的资金支持是顺利推进燃煤电站提前退役的必要条件。燃煤电站的机组寿命一般为30年至40年。由于电站项目的特性，业主通常会采用项目融资，并计算其在项目运营期内的投资回报情况。据统计，在印尼现装31.9GW的燃煤电站中，约12.9GW由中国投资者提供全部或部分融资[21]。燃煤电站提前退役，可能会影响业主收回投资成本。
在笔者曾经参与的印尼项目中，PLN与独立发电商签署的购电协议规定了提前终止协议的情形及其后果。若PLN拟提前终止购电协议，或独立发电商以相关政府行为（例如将某燃煤电站纳入提前退役路线图等）构成不可抗力为由而要求提前终止购电协议，则PLN有义务从独立发电商手中收购该项目，但具体收购价格须基于购电协议约定的计算公式进行核算。除购电协议项下的提前终止条款之外，第112/2022号总统条例规定，印尼政府可通过财政预算或其他有效途径，为燃煤电站提前退役工作提供财务支持[22]。
根据媒体报道，印尼财政部长Sri Mulyani Indrawati在COP 26会议上表示，该国的绿色能源转型需要国际资金支持。2021年10月，印尼被气候投资基金（CIF）选为加速煤炭转型（ACT）试验国，预计将获得CIF高达5亿美元的融资支持。此外，日本国际合作署（JICA）、丹麦政府、德国政府、英国政府等，也在探索为印尼燃煤电站提前退役提供资金支持的可能性[23]。
04
印尼可再生能源电价机制改革
原BPP电价机制
第112/2022号总统条例颁布前，印尼实行的可再生能源电价机制以项目所在地区平均发电成本（BPP）为基准。具体而言，若某可再生能源发电项目所在地区的平均发电成本高于全国平均发电成本，则该项目电价不得超过其所在地区平均发电成本的85%；但若项目所在地区平均发电成本等于或低于全国平均发电成本，则该项目电价不得超过其所在地区平均发电成本。全国和各地区的平均发电成本由PLN负责计算，并定期上报至能矿部审批。
自实行以来，BPP电价机制一直被视为制约印尼可再生能源发展的主要因素。印尼国内区域经济发展非常不平衡。爪哇岛、巴厘岛和苏门答腊岛面积虽小，但人口密集、产业发达，燃煤电站项目集中。由于燃煤发电成本低，这些地区的平均发电成本也相应保持在较低水平。若可再生能源电价机制须与地区平均发电成本挂钩，这些地区的可再生能源项目投资将失去吸引力。
新电价机制
第112/2022号总统条例规定了全新的可再生能源电价机制，即天花板电价（Ceiling Price）或协定电价（Deal Price），适用于独立发电商全资所有或印尼政府部分所有的可再生能源项目。
顾名思义，天花板电价机制的核心在于，可再生能源电价须以某一价格基准为上限。该机制适用于大多数可再生能源项目，包括太阳能、地热、水能（调峰水电项目除外）、风能、生物质能、生物燃气等。业主可通过竞标或议标的方式，与PLN确定具体的可再生能源项目电价。除地热项目外，可再生能源电价一经确认，在购电协议期限内不可上调。
新总统条例附录I载明了各类可再生能源项目所对应的天花板电价。依据可再生能源项目的发电类型、装机容量、所处区位和售电年限不同，其所适用的天花板电价的计算公式或数值也有所区别。例如，项目装机容量越大，对应的天花板价格水平越低；在购电协议期限内，前10年所对应的天花板价格水平高于剩余年份所对应的价格水平。
印尼能矿部应参考PLN签署的购电协议平均电价，会同财政部、国企部，对附录I所载天花板电价进行年度评估[24]。若能矿部认为有必要调整天花板电价，则应以部门规章的形式作出，后续的可再生能源项目将适用调整后的天花板电价。至于评估后上调的天花板电价是否适用于已签署的购电协议，新总统条例并未明确立场。但基于实践经验，笔者认为回溯适用的可能性较低。
需要明确的是，天花板电价并非项目固定电价，它仅代表项目实际电价可以达到的最高限度。尽管新总统条例的颁布在一定程度上反映了印尼政府推进能源转型的积极性，在实践中，PLN是否愿意以天花板电价或相似水平采购可再生能源电力，仍是一个未知数。但无论如何，与以单一变量为基础的BPP电价机制相比，天花板电价机制将电价与项目多维变量挂钩，希望可以为可再生能源电力市场注入新的活力。
少数可再生能源项目将适用协定电价机制，包括调峰水电站、生物燃料以及潮汐发电项目。在协定电价机制下，项目业主可与PLN自由商议可再生能源电价，不受任何价格水平限制。商议一致的电价须由印尼能矿部批准后，才可生效。
输电和储能价格另行协商
无论某可再生能源项目适用天花板电价机制，抑或是协定电价机制，其电价均不包括输电价格（即发电机组与电网接入点之间的输电段）。售电商须与PLN另行商议输电价格。若该价格不超过项目电价的30%，则被视为获得了能矿部的批准；但若高于项目电价的30%，则须提交至能矿部审批[25]。
对于设有储能装备的太阳能或风能项目而言，其项目电价不包括储能成本。售电商须与PLN另行商议储能价格。若该价格不超过项目电价的60%，则被视为获得了能矿部的批准；但若高于项目电价的60%，则须提交至能矿部审批[26]。
照付不议
第112/2022号总统条例对PLN在购电协议项下的“照付不议”（Take-Or-Pay）义务未有涉及。照付不议条款是购电协议的常见核心条款之一，即购电方按照协议约定的最低量，向售电方购买电力并支付电费，无论购电方是否真正需要或实际使用该等电量。
根据印尼能矿部第10/2017号条例，当电站项目仍处于融资还款阶段时，PLN有义务按照购电协议项下的约定量，消纳该电站生产的电力。因此，在目前的实践中，PLN在购电协议项下的照付不议义务通常仅适用于项目融资还款阶段；待项目融资还款完毕，这一义务将不再适用，PLN可根据其实际需求采购电力。
新总统条例第10条规定，PLN可购买自备电站的超发可再生能源电力。这一采购安排应反映在购电协议中，有效期至少3年，且可以延长[27]。至于超发电量采购是否受限于照付不议义务，该条例未给出明确指引。但依照新总统条例，印尼能矿部将会制定配套文件，为可再生能源项目购电协议的起草提供指导。投资者应对该领域立法动态保持关注。
汇率风险
尽管新总统条例附录中的可再生能源天花板电价以美元为计价单位，但PLN向售电商支付电价时，须根据购电协议约定，采用相关时点雅加达银行即期美元汇率（JISDOR）转换货币，以印尼盾支付[28]。
新总统令未对上述“相关时点”作出明确定义。参考能矿部第10/2017号条例对购电协议的主要条款所作出的规定，在美元转换为印尼盾支付电价时，应适用JISDOR汇率，但该条例并未提到任何适用的时间节点。在实践中，PLN在适用前述条款时，通常采用的是其向售电商出具账单之日的汇率，而非购电协议签署之日的汇率。
05
PLN可再生能源电力采购机制调整
现行采购模式
PLN现行的可再生能源电力采购机制包括直接招标（Direct Selection）和直接指定（Direct Appointment）两种模式。
该机制雏形可回溯至2012年。印尼能矿部第2012/14号条例规定了PLN采购可再生能源的三种形式，即直接招标、直接指定和公开招标（Open Tender），分别适用于不同类型的可再生能源项目。参与采购程序的售电商须向PLN证明其财务实力和项目经验。
然而，能矿部第2017/50号条例推翻了上述安排，规定所有可再生能源项目（地热与废弃物转制能源除外）一律适用直接招标的采购模式，并要求在直接招标程序中设置供应商资质遴选环节，只有通过资质审查的供应商才被准许继续参与投标。该条例生效后，PLN开始相应编制合格供应商清单（“DPT清单”），并定期更新。入围DPT清单的供应商将有资格参与PLN的采购程序。
第2017/50号条例一经颁布即受到业界广泛诟病，尤其是对其取缔PLN直接指定模式的不满。该条例要求PLN通盘适用直接招标模式，但特定类型的可再生能源项目，例如讲究项目区位和资源的水电站项目，更适合适用直接指定、而非直接招标的采购模式。
2020年，印尼政府对PLN的采购机制进行了较大调整，重新引入了直接指定模式。能矿部第2020/4号条例允许PLN在有限的情形下，以直接指定的形式进行采购，包括当地电力系统出现紧急情况、采购超发电量、已投运电站项目扩建以及在部分地区只存在一家供应商时。该条例还规定，直接招标和直接指定的流程须分别在180天和90天内完成。
现行采购模式的调整
第112/2022号总统条例对上述采购机制作出了进一步调整，特别是对直接指定的适用范围进行了延申，并在实践操作层面提供了指导。
根据第112/2022号总统条例，直接招标的采购模式适用于以下类型的可再生能源项目[29]：
水电站项目（适用直接指定模式的水电站项目除外）；
光伏和风电项目（无论是否建有配套储能设施）；
生物质能和生物燃气项目；
调峰水电站、生物燃料和潮汐发电项目。
PLN直接招标模式的采购流程包括两个阶段，须在180天内完成。第一阶段为资质遴选环节，符合资质条件的供应商将被列入PLN的DPT清单。但该阶段结束后，仅存在一家适格供应商，则PLN将改用直接指定模式进行采购。
第二阶段为竞争性报价环节，入围供应商将按照PLN的要求提交竞标文件，并在天花板电价的限制范围内提供报价（除非适用协定电价机制）。中标供应商将与PLN签署为期30年的购电协议。
第112/2022号总统条例对PLN直接指定采购模式的适用范围进行了调整和扩充，即：
利用水库、大坝或国有灌溉渠水资源的水电站项目；
地热矿业权持证人或权利人所有的地热项目；
已投运地热、水能、太阳能、风能、生物质能和生物燃气电站的扩建项目；
采购地热、水能、生物质能和生物燃气项目的超发电量。
直接指定模式的采购流程包括供应商文件提交、PLN评估以及购电协议签署环节，整个流程须在90天内完成。
借着G20巴厘岛峰会的东风，第112/2022号总统条例的颁布将带动印尼绿色转型进程新一轮的发展。尽管仍有诸多问题亟待落实完善，但新总统条例推出的燃煤电站提前退役与可再生能源电价改革毫无疑问将成为印尼能矿部、PLN等机构实体接下来的工作重点。作为印尼传统能源行业投融资的主力军，中国投资者应与当地政府部门、合作伙伴及时沟通，并持续关注该领域的后续立法动态，以规避潜在的法律风险。