概述

印度尼西亚，赤道国家，一年中的大部分时间都有稳定的辐照水平。按照平均每天4.80 kWh/m2的太阳照射量计算，印尼理论上有超过500GW的光伏发电潜能。近年来，南亚和东盟等各个国家积极开展能源转型，然而，拥有巨量潜能的印度尼西亚却在光伏开发上停步不前，到底是什么在制约印尼光伏的发展？

本文分为两部分，第一部分介绍印尼光伏发展的现状，第二部分分析光伏发展停滞的原因（上篇）。由于篇幅原因，更多关于印尼光伏的内容将在以后的文章中继续讨论，敬请关注。

一、印尼光伏发展现状

印尼PLN和能矿部没有公开的项目信息可查。根据多方渠道，截止到2020年初，印尼全境有并网、在建和储备的光伏并网项目大概有390MW（包括200MW的Cirata水上光伏项目，预计2022年投产）。相比其500GW级的开发潜力低了3个数量级，也远低于邻国的开发水平。

已投产光伏项目的规模都不大，目前最大的单体项目为5-15MW，无法形成工业集中化优势。具体项目情况见下表：

上表中，最大的储备项目是Cirata水上光伏项目，由中东公司Masdar和PJB联合投资开发，电建国际（华勘院作为实施主体）负责项目EPC。项目规划200MW，分两期实施。目前已经投产的项目单体规模都很小，与大型集中式工业项目相比不具备经济效益可比性。目前已经进入稳定运营阶段的最大项目为15MW，位于苏拉威西岛上。相比周边国家而言，泰国最大的单体项目128MW，菲律宾最大的单体项目132.5MW。

截止到2019年末的统计，印尼全国的屋顶总共只有8.9MW，其中1.6MW为户用光伏，7.3MW为工商业屋顶光伏。值得指出是，在2019年版本的RUPTL中，PLN还规划了3200MW的屋顶光伏。

二、光伏发展的几大制约

1. 制约原因—电价政策障碍

印尼政府是东盟国家中较早出台光伏补贴政策的国家，但印尼的光伏装机却远远落后于东盟其他国家。其短命多变的光伏政策、不切实际的政策规定是导致印尼光伏发展停滞的主要原因。

自2009年成立以来，印尼能源和矿产资源部下属的可再生能源和节能总局(DGNREEC，以下简称新能源局)，一直在努力制定有效的政策促使印尼太阳能行业快速稳定发展。虽然新能源局的努力受到业界的关注和期待，但所制定的发展策略却缺乏市场可行性和连贯性，饱受业界诟病。

在十年之前，太阳能发电技术尚不成熟且成本高昂，彼时的能矿部和PLN不熟悉这种间歇性发电的技术，无法制定市场导向的政策尚可以理解。但新能源局并没有从早期的失误中吸取教训，而是持续在政策学习的曲线上摇摆挣扎。回顾印尼光伏政策路线图，最大的特点就是缺乏连贯性。事实上，新能源政策几乎每年都会变化修改，如下图所示。

印尼能矿部新能源政策变迁路线图

印尼能矿部各版本新能源政策的要点对比

地面集中式光伏产业政策

2013年，印尼能源部颁布No.17/2013部门令（2013年17号文），引入上网电价FIT政策鼓励光伏发展（FIT是指政府为了支持光伏行业发展，对早期投资光伏电站的投资商进行高价补贴，对行业进行过渡期培育，待整个行业达到一定的市场成熟度时，再逐步降低补贴直至取消）。同时，为了支持本土产业，17号文规定按照项目使用本地成分的比例来给与不同的补贴电价，较高本地成分的项目可享受更高的电价。

由于补贴电价可观，业界对17号文反响热烈，包括众多欧美公司在内的企业都积极跟进。然而，17号文仅在2013-2014年期间存活了一年就被撤销。起因是印尼太阳能电池板制造协会(APAMSI)抗议认为该法令对当地成分的要求过低（尽管17号文已经按照当地成分比例高低设置了两档电价），要求禁止外国投标人，且确保所有项目必须完全使用当地生产的组件。最终在2015年，印尼高法判定能矿部撤销17号文，并取消了后续的光伏IPPs招标（已经完成招标的可继续执行）。此后两年，印尼光伏完全停滞。

2014年佐科上台后提出了35000MW能源建设规划，能源部和PLN把精力投入到了更具规模优势的煤电IPP招标开发。在2014-2016年期间，包括印尼Jawa7 2x1000MW煤电项目在内的众多煤电通过全球招标的方式确定了投资商，开启了印尼又一次的煤电建设热潮。

2016年，能矿部新能源局重整旗鼓，又推出了一项价格合理的FIT政策（2016年19号文），以推动光伏发展。市场对第二轮的FIT反应仍然积极，感兴趣的IPP企业各自开展项目可行性研究，摩拳擦掌等待PLN招标，印尼光伏貌似曙光临近。

然而，本要起飞的印尼光伏再次戛然而止。由于此前煤电上马过快，而电力终端需求却并未达到预期的增长速度，印尼政府对PLN快速上涨的容量成本日益担忧。2016年下半年能矿部新部长上任后，就急切放弃了加重政府财政负担的FIT政策，并在2017年初急匆匆出台了新的光伏法令既2017年12号文，由于准备不充分，不到半年就再次修正更新为2017年50号文，其中的电价机制一直沿用至今（2020年更新出台了4号文，但未修改电价机制，参考：印尼光伏发展的讨论（1）：能矿部2020年4号文）。

2017年50号文的核心是电价机制，它放弃了在越南、菲律宾等国成功实施的FIT补贴机制，而规定光伏电价与全国平均发电成本(BPP)来挂钩。具体的，对于包括光伏、风电、生物质和潮汐发电在内的新能源项目电价规定为：

若项目所在地区平均发电成本高于全国平均发电成本，那么项目电价不得超过地区发电成本的85%；

若项目所在地区平均发电成本低于或者等于全国平均发电成本，那么项目电价由PLN和IPP双边商定（作者注：一般不超过全国平均发电成本）

2019年印尼全国平均发电成本和各省份地区平均发电成本

备注：PLN负责计算各地区和全国平均发电成本，定期向能矿部上报审批并发布。然而，平均发电成本的底层数据和计算方式并不透明，市场无法获知BPP每年如何变动，是否与煤炭借挂钩等。

结合印尼电力背景和上图数据，不难得出：

a. 印尼经济主岛的电源主体为煤电。印尼禀赋资源为煤炭，因此煤电是所有电源类型中发电成本最低的（综合考虑建设成本和燃料成本）。因此，对于煤电集中主导的省份地区如爪哇、巴厘和苏门答腊等，其区域平均发电成本低于全国平均；而对于可再生能源主导的偏远岛屿省份（供电主体为地热、小水电或者柴油发电机）则反之。

b. 对于经济和人口主岛的平均电价较低，光伏投资回报无吸引力；而偏远岛屿的电价尚可，但落后交通导致建设成本较高且受限于消纳，也无法开发大规模项目。

与全国平均发电成本挂钩的定价机制，跟此前的FIT补贴机制完全背道，经济性上完全丧失了吸引力。2017年50号文的出台，完全改变了可再生能源产业的整个格局，严重打击了行业信心，整个行业进入冰冻期。能矿部此后又发布了2020年4号文，对2017年50号文进行了优化修正，但核心的定价机制仍未改革（参考阅读：印尼光伏发展的讨论（1）：能矿部2020年4号文）

关于屋顶光伏产业政策略，后续文章讨论，请关注。

2. 制约原因二-BOOT机制

从2017年开始，能矿部文件已经规定IPPs开发的电源项目需在PPA到期后无偿转交给PLN。由于集中式光伏项目需要大块的土地，BOOT模式要求项目到期后将项目设备连同土地一并移交给PLN，成为限制项目开发和融资的一大障碍，主要体现在：

a. 增大了征地风险，以及土地权属和转让方面的法律要求。印尼是土地私有国家，租赁土地和购买土地的难度完全不同。

b. PLN无法提供准确的土地估值认定标准，尤其是可否按照远期市场价格来进行评估。对于居民区或者城市附近的土地而言，IPPs不得不放弃土地远期升值的好处。

c. 小型开发商本身财务能力有限，BOOT使得小开发商无法利用自有土地进行融资抵押。

d. IPP开发商不愿在PPA签署之前进行投机性的土地购买。这给项目开发带来了更多风险，限制了潜在开发商的数量。

e. BOOT模式降低了再融资的可行性，且损害了投资者的退出机会。

以上跟BOOT结构相关的各类问题影响了众多项目的可行性，行业对此争议不断。2020年，能矿部听取了行业意见发布了2020年4号文，将BOOT模式修改为BOO（参考阅读：印尼光伏发展的讨论（1）：能矿部2020年4号文）。

未完待续，在下篇中，将讨论制约印尼光伏发展的另外两个因素：当地成分要求和PLN电网管理习惯，欢迎关注阅读和讨论（internationalpower）