印尼洞察｜印尼能源矿产资源部发布可再生能源购电协议新规（一）

印尼能源矿产资源部发布可再生能源购电协议新规（一）

印度尼西亚能源与矿产资源部（MEMR）发布了2025年第5号条例（MEMR Reg 5/2025），旨在增强法律确定性，并规范可再生能源项目的购电协议（PPAs）。

印度尼西亚能源与矿产资源部（MEMR）近日正式出台《2025年第5号条例》（MEMR Reg 5/2025），通过强化可再生能源项目购电协议（PPAs）的法律框架与实施细则，进一步提升投资领域的政策确定性。作为对《2022年第112号总统条例》政策蓝图的深化落实，该条例整合地热、水电、太阳能、风能、生物质能与垃圾发电六大领域监管体系，着力优化项目审批流程，为清洁能源投资创造更具吸引力的制度环境。

印度尼西亚能源与矿产资源部秘书长Dadan Kusdiana指出，该国最新能源政策的制定基于政府实现国家能源安全的战略目标。他特别强调，这项政策完全契合普拉博沃总统提出的"八大愿景"（Asta Cita）战略框架，该框架将能源安全确立为国家发展的核心要务。

值得注意的是，虽然最新颁布的MEMR 5/2025条例总体上延续了近年来与国家电力公司（PLN）签订的可再生能源购电协议（PPA）中的惯例条款，但相较于2017年颁布的MEMR 10/2017号购电协议指导文件，新规在具体实施细则方面作出了多项重要调整。

01

新条例的适用范围

可再生能源技术等

MEMR 10/2017涵盖了所有发电技术，包括传统（热能）能源，而MEMR 5/2025则重点关注以下可再生能源技术：

对于太阳能光伏、风能和潮汐能发电厂，这些发电厂可能配备电池设施或其他储能设施，这些设施也属于MEMR 5/2025的覆盖范围。

除了上述可再生能源技术外，该法规还适用于垃圾焚烧发电项目。

针对不同可再生能源技术的差异化监管框架，MEMR 5/2025通过设立专项条款回应了行业特性差异。就地热发电领域而言，该条例特别制定了涉及勘探权属、资源补偿机制等具有技术适配性的专门规则，这与其资本密集性强、开发周期长的产业特征直接相关。然而，这种基于技术差异化的分类监管模式在具体实施层面仍存在界定模糊的风险。

02

购电协议（PPA）期限与

开发方案

1. 期限框架革新

▸ 最长30年基准：MEMR 5/2025规定，购电协议 (PPA) 的最长期限为自竣工验收 (COD) 之日起30年，首次确立无条件延期机制（突破项目摊销完成度限制）。

▸ 动态定价规则：延期电价=PR 112/2022基准电价上限，建立与市场联动的调价机制。

2. 新旧制度对比

▸ 旧规约束（MEMR 10/2017）：

常规项目25年（水电/地热30年）

仅允许因不可抗力延期，总期限≤30年

▸ 新规突破（MEMR 5/2025）：

开放非成本关联型延期，允许在30年基础上叠加创收期

延期触发条件扩展（含商业协商情形）

3. 开发模式转型

▸ 将建设-拥有-运营（BOO）模式作为默认的购电协议方案：从MEMR 10/2017所设想的建设、拥有、运营和转让（BOOT）方案正式修订为建设-拥有-运营（BOO）方案或双方根据项目的具体类型/技术所商定的其他开发和运营方案。

▸ 资产盘活路径：

期满后可续签PPA。

或通过电力市场化交易实现二次收益。

通过期限弹性化（30年+可扩展）与产权自主化（BOO模式）双重变革，构建长期收益保障体系，但PLN作为垄断购电方的议价优势仍构成市场化瓶颈。

03

风险分配

与MEMR 10/2017所采取的方法一致，MEMR 5/2025也规定了独立发电商（IPPs）与国家电力公司（PLN）之间项目风险分配的某些原则。

虽然上述内容总体上与MEMR 10/2017及现行做法保持一致，但我们注意到以下几点：

1. 外汇风险

根据MEMR 5/2025的最新规定：

▸ 货币可兑换性风险：明确由独立发电商（IPP）承担；

▸ 汇率波动风险：由国家电力公司（PLN）承担。

这一安排延续了近期签署的可再生能源购电协议（PPA）中的做法，并标志着在MEMR 5/2025涵盖的所有可再生能源项目中，正式取消了此前部分涉及出口信贷机构项目所采用的额外兑换风险支持机制。

此外，关于美元成分的汇率指数化机制也有微调：

▸ 指数化将根据付款日前一日（H-1）适用的雅加达银行间即期美元汇率（JISDOR）进行；

▸ 这与以往依据付款日当日的JISDOR汇率的做法有所不同。

2. 电网风险

▸ 相较于国家电力公司（PLN）最新签署的购电协议，法规对独立发电商（IPP）所提供的限电风险保护范围更窄，仅涵盖电力系统中的“紧急情况”，而不包括为“安全谨慎地管理电网”所实施的限电措施。

▸ 此外，不可抗力条款似乎赋予国家电力公司在“因不可抗力无法吸收电力”时免责于购电义务，这一点不同于国家电力公司现行购电协议的常规做法，后者通常基于市场惯例，由PLN承担电网风险。

我们理解这些规定可能只是原则性陈述，希望不会改变PLN购电协议中电网风险分配的既有框架。

3. 燃料成本

MEMR 5/2025现在还明确规定，燃料成本是由独立发电商（IPP）承担的风险（生物质、沼气和地热项目的蒸汽原料）。由于独立发电商吸收燃料价格变化的能力有限，预计需要在燃料供应安排和相关购电协议中进行讨论，以确保燃料成本能够尽可能全面地转嫁。

04

电价结构

MEMR 5/2025规定国家电力公司（PLN）有义务购买电力。

尽管间歇性可再生能源（如太阳能、风能、径流式水电）通常采用基于能源的电价，垃圾发电则适用上网电价，但某些技术类型（如非径流式水电）更适合采用基于容量的电价结构，以更好地反映其投资特性与系统价值。

MEMR 5/2025的影响不会消除在设定电价结构时的这种灵活性，从而优化可再生能源资产的价值增值。提及国家电力公司（PLN）的购买义务与“可用率”相关联，这表明基于容量的电价仍然应该是可能的。

05

购电义务及履约要求

MEMR 5/2025通过参考“合同能源”（或CE）和“可用率”（或AF）的概念，规定了国家电力公司（PLN）的电力购买义务以及独立发电商（IPPs）需达到的性能水平。

• 合同能源（CE）

定义为在购电协议（PPA）规定的期限内必须发电的电量。

• 可用率（AF）

定义为基于购电协议（PPA）中约定的测试期间所确定的发电厂净千瓦容量，国家电力公司（PLN）实际取用或视为取用的总电量与最大可能发电量（以千瓦时（kWh）计）之间的比率。

合同能源（CE）和可用率（AF）是根据发电厂类型而定的替代方案。

1. 电力购买义务

关于MEMR 5/2025下国家电力公司（PLN）的购电义务，国家电力公司（PLN）仅需根据合同能源（CE）或可用率（AF）购买电力。视同调度补偿也受限于合同能源（CE）或可用率（AF）（这通常与当前国家电力公司（PLN）购电协议（PPA）的做法一致）。

超过合同能源（CE）或可用率（AF）（但不超过发电厂的额定容量），如果国家电力公司（PLN）考虑到相关电力系统的需求，选择取用超过约定的合同能源（CE）和可用率（AF）的电力，则只需支付不超过购电协议（PPA）下电价80%的价格。

为优化运营发电厂的利用率，如果电价是最低可用价格且电网有需求（我们了解到这会优先考虑成本最低的发电厂），国家电力公司（PLN）也可选择购买超过发电厂额定容量的电力，但购买量不超过合同能源（CE）或可用率（AF）（如适用）的30%。

2. 性能要求与罚款

根据MEMR 5/2025，独立发电商（IPP）需承担因未满足以下标准而产生的性能违约赔偿：

• 可用率（AF）

• 合同能源（CE）

• 性能比（Performance Ratio）

• 或购电协议（PPA）中约定的其他技术标准

与过去几年PLN签署的PPA一致，性能评估将根据不同技术类型进行差异化设定，虽然法规草案有时仅提及基于合同能源（CE）或可用率（AF）的惩罚机制，但我们预计其仍延续既有做法：

• 对于太阳能和风能项目，性能评估应基于不同日照或风速下、与预期性能比相符的发电量；

• 惩罚金额预计仍设有上限，符合PLN的常规安排。

新变化：

• 对于径流式水电、太阳能、风能和潮汐能发电项目，能源短缺量将按年累计计算罚款，不同于此前常见的按月评估机制。

• 若维持上限不变，改为年度评估有助于项目在发电量波动的月份中进行自我平衡，尤其有利于水电项目，符合PLN现有的部分径流式PPA模式。