煤价管制


印度尼西亚政府通过其国内市场义务（DMO）政策补贴煤炭消费，该政策要求煤炭生产商将一定比例的产量保留给国内市场，并设定价格上限。自2018年以来，这一比例设定为25%，其中高热值煤价格上限为每吨70美元，中热值煤为每吨43美元，低热值煤为每吨37美元（MEMR 23/2018；MEMR 1395/2018）。2024年，该比例将升至30%（2.2亿吨），以满足电力和工业部门日益增长的需求（Reyes & Jones, 2024）。

国内煤炭市场义务（DMO）在支持公共预算、PLN和终端消费者的同时，扭曲了电力部门的短期和长期价格信号，并倾向于支持燃煤电厂。

煤炭投资信号：2022年，燃料成本占PLN资产基础的固定和可变运营成本的33%（PLN, 2023b）。在国内市场义务（DMO）以及临时煤炭出口禁令的支持下，在煤炭价格异常高涨的那一年保持了价格稳定。通过确保低燃料成本并使电力生产商免受国际市场波动的影响，国内煤炭市场义务（DMO）使燃煤电厂在印度尼西亚成为极具竞争力的发电来源。这一经济信号影响了规划和采购流程，是过去几十年印度尼西亚燃煤资产快速建设的一个潜在驱动因素。

可再生能源投资信号：国内煤炭市场义务（DMO）降低了平均发电成本（BPP），该成本设定了可再生能源电价的上限。因此，风光能源不得不与获得补贴的燃煤电厂竞争。

调度信号：国内煤炭市场义务（DMO）使燃煤电厂的边际成本保持低位，确保其在其他发电来源之前被调度。煤炭价格上限也将限制旨在基于排放强度引起优先顺序变化的气候政策工具的有效性，例如印度尼西亚的限额-税收-交易（cap-tax-and-trade）碳定价政策。

建议 – 将国内市场义务（DMO）转变为国内税收义务（DTO）。 国内市场义务可以转变为技术中性的价格支持措施，以消除市场扭曲。这可以采取对煤炭开采公司征收明确的产品（暴利）税的形式，正如Bridle, Anissa和Mostafa（2019）先前提出的。我们建议将国内市场义务（DMO）转变为国内税收义务（DTO）。DTO将对上游公司国内销售的煤炭份额征税，产生的税收收入可用于支持消费者，而不扭曲电力价值链中的价格信号。根据拟议的DTO，国内供应义务将保留，但国内价格上限将转变为执行价格（例如70美元/吨），超过该价格将征收产品税。具体操作如下：

  1. 煤炭生产商将以现行的国际市场价格向国内市场销售预定份额的产量（供应义务）。因此，IPP和PLN可能面临比之前更高的燃料成本——如果煤炭市场价格超过国内执行价格（70美元/吨）——并将这反映在他们的业务运营中。这将纠正投资和调度信号。

  2. 政府将对国内销售超过执行价格的煤炭征税。在100%税率和执行价格为70美元/吨的情况下，以100美元/吨市场价格销售的煤炭将产生30美元/吨的税收。政府可以调整税率以考虑煤炭价格发展和补贴需求。

  3. 财政部将管理国内煤炭产品税，并使用所得款项补偿在补贴终端用户电价情况下产生的更高燃料成本，或者（在成本反映电价的情况下）补偿消费者，允许PLN通过电价自动调整机制将额外的燃料成本转嫁给最终消费者。

因此，国内税收义务将确保煤炭成本从燃料供应商传递给电力生产商，消除显著的市场扭曲，否则将使可再生能源技术处于劣势。如果煤炭的国际市场价格反映在调度决策中，燃煤电厂的边际成本将会增加，有利于更清洁的发电来源的利用。因此，PLN将产生更高的燃料成本，需要回收。税收收入可用于此目的。财政部可以补偿PLN，以便电价不受影响。或者，它可以补偿选定的最终消费者，允许PLN通过电价调整将额外的燃料成本转嫁。无论哪种方式，国内税收义务都将保障印度尼西亚负担得起的电力，同时消除偏向采购和调度燃煤电厂的情况。

碳排权：限额、税收与交易


在国内市场义务（DMO）补贴煤炭的同时，印度尼西亚的合规性碳定价工具旨在对煤炭施加价格，反映了相互竞争的政策优先事项。政府于2023年启动了一个针对发电排放的排放交易系统（ETS）。第一阶段（2023-2024）覆盖99家煤电厂（全部是PLN或IPP资产），占2022年总装机容量的62%。覆盖范围将在第二阶段（2025-2027）和第三阶段（2028-2030）逐步扩展到包括发电资产（ICAP, 2024）。该ETS采用基于强度的排放限额，并根据技术特定的排放基准免费分配排放配额。生产商可以交易配额以满足其合规义务，并从2025年起，如果未能履约，将面临碳税。碳税的价格水平将与二级市场的ETS配额价格挂钩。

在初始阶段，基于技术子组区分的宽松排放强度基准下，100%免费配额分配将：1）使大多数排放免受碳价影响；2）限制具有不同排放强度的技术之间的成本差异，抑制清洁调度效应。

建议 – 改革限额-税收-交易（）以引导优先顺序变化效应。 慷慨的分配机制和宽松的排放限额是新建立的排放交易系统的常见特征，但一旦该工具完全确立，就需要修订以推动减排（Acworth et al. 2021; Kuneman et al. 2022）。可以优先考虑两项修订：引入拍卖，逐步增加初级配额分配的份额；以及用一个统一的排放强度基准替代（子）技术基准，用于分配剩余的配额。随着时间的推移，应引入与印度尼西亚净零路径一致的（逐步下降的）绝对排放限额，使该工具能够提供足够的价格信号，为投资创造公平的竞争环境。在此类改革基础上，限额-税收-交易机制将通过增加化石燃料资产的边际成本、降低其利用率并提高其相对于可再生能源的平准化度电成本（LCOE）来支持可再生能源部署。

一个更有雄心的排放交易系统意味着更高的碳价，这将引发优先顺序变化效应，并确保更清洁的发电来源在燃煤电厂之前被调度。IPP将把碳成本作为其可变运营支出（OPEX）的一部分转嫁给PLN。此外，PLN将承担其发电资产产生的碳成本。这些成本必须回收。遵循与上述煤炭国内税收义务（DTO）提议相同的逻辑，PLN回收ETS带来的碳成本有两条途径：1）政府可以使用拍卖收益补偿PLN，保留补贴或冻结的零售电价；2）政府可以使用拍卖收益补偿（选定的）终端消费者，允许PLN通过电价自动调整机制将碳成本反映在最终电价中。

建议 – 政策排序：在限额-税收-交易计划之前，先改革煤炭补贴。 尽管印度尼西亚的限额-税收-交易政策目前并未纠正可再生能源的经济信号，但国内市场义务阻碍了可再生能源的部署。为了揭示煤炭消费的真实成本，改革排放交易系统和取消煤炭投入补贴都是必要的。一个更有雄心的排放交易系统将增加电力成本，直到部署了足够的可再生能源技术。然而，将国内市场义务转变为国内税收义务对印度尼西亚电力系统来说是一个无成本（no-cost）的无悔政策机会，可以在短期内实施。通过消除人为降低的煤炭价格，引入国内煤炭供应税将支持清洁电力调度，并为长期更有效的碳定价铺平道路。因此，煤炭的国内市场义务应首先改革，随后尽快实施一个更有雄心的限额-税收-交易计划。

译注：前面两部分的建议是一致的，即认为首先需要发现真是价格。发现价格信号和价格补贴不矛盾，类比国内现货和机制电价。

风光上网政策

印度尼西亚的2020电网规范（MEMR 20/2020）通过两项关键措施支持整合风光能源：优先调度规则和规定限制风光能源（VRE）为最后手段的规范。然而，这些支持措施附带一些限定条件。截至2024年，MEMR正在最终确定可再生能源购电协议的指导方针——作为对第112/2022号总统条例的后续行动。这些包括（MEMR 2024）：

1. 根据现行安排，购电协议条款要求PLN购买可再生能源产出，直至合同约定的能源量。

2. 如果电网无法吸收合同约定的承购量，PLN必须为视为发电量（deemed energy）支付生产商。

3. PLN可以购买超出合同能源量的电力。如果购买，它有权支付较低的价格。

4. 可再生能源生产商如果在一年的过程中发电量低于合同能源量（考虑天气变化），将面临罚款。

该购电协议（PPA）模板为可再生能源项目提供了优先调度权，并对协议约定电量额度内的限电给予补偿。尽管如此，该模板仍将超出及低于约定电量的产出所涉及的电量风险和价格风险转嫁给生产商。这种风险呈现出不对等性：可再生能源项目在表现不佳时（即在能源销售收入减少的基础上额外承担财务罚款）面临收益下降；而在实际产量超出预期时（即执行较低的收购价或不收购超额电量）收益增长空间亦受限制。该协议还允许印尼国家电力公司（PLN）将"视同发电量付款"（即限电补偿）与超额可再生能源发电产生的采购成本进行对冲抵销。如此一来，独立发电商（IPP）最终可能无法就其资产所提供的超额供电获得任何净收益（Kuungana 2024）。

译注：波动性惩罚。

建议 – 在风光能源购电协议中引入曲线灵活性。 即将出台的可再生能源购电协议规定基于太阳能或风力发电厂的预计年度发电曲线确定报酬。虽然这种合同类型通过供应和预算可预测性支持PLN的运营，但它存在成本溢价，因为投资者必须将数量和价格风险纳入其投标中。由于PLN没有义务购买超出合同水平的发电量，购电协议结构还可能导致性能良好的可再生能源资产产生的接近零边际成本的电力被限电。从系统成本角度看，这是有问题的。

为了解决这个问题，MEMR和PLN可以选择在可再生能源购电协议中采用“按实际发电付费”（pay-as-produced）曲线。这种合同类型要求PLN购买风光能源的所有产出，适用于转型早期阶段的电力系统。按实际发电付费的购电协议减轻了风光能源的曲线风险，支持项目可融资性。这可能导致更低的可再生能源电价，提高风光能源的竞争力，并支持其在系统中的部署。在当今波动性供应份额微不足道的情况下，印度尼西亚电力系统的优先事项是吸引风光能源投资，并采取措施确保所有波动性供应得到利用。按实际发电付费的购电协议可以帮助实现这些目标。

译注：也可以认为PLN没有为VRE的接入做好准备，对于计划外的电源特性都视为麻烦。pay-as-produced模式确实是各国新能源发展中早期的办法——事实上是让风光仅享受低价竞争优势但较少承担调节性成本——这也导致了灵活性资源发展对于风光发展有一定的滞后性。

PLN的商业模式

印度尼西亚的电力价值链始于并终于PT PLN。除了现场发电和由私营电力公司服务的孤立地区外，PLN拥有该国大部分发电和所有网络资产，并且是唯一的电力供应商。大约三分之一的并网发电容量由IPP持有，这一份额已经上升并预计将继续增加，但IPP在建设-拥有-运营-移交（BOOT）计划下运营，并有义务在其（30年）购电协议结束时将所有权移交给PLN。由于PLN完全拥有和控制该行业，它必须推动大规模向可再生能源转型。前面的章节重点介绍了使其能够做到这一点的政策、市场和监管机会。然而，要让PLN成为主导者，其商业模式必须与日益资本支出（CAPEX）密集型系统的投资需求兼容。这需要解决PLN在低成本回收、低利润和低收入方面的三重挑战。

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PLN的回报基于服务成本监管（cost-of-service regulation），允许其回收发电成本（BPP）加上自2012年以来设定为7%的利润（公共服务义务）。BPP包括可变支出（购电、燃料成本、运维）和固定支出（折旧、管理成本、利息和资本成本），并以上一年度每千瓦时为基础表示。电价自动调整机制应用不规律，未能涵盖全部成本增长——尤其是资本成本和债务服务义务。政府通过补贴支付补偿最终电价与PLN成本加公共服务义务之间的差额。2022年，政府注资（即补贴和补偿支付）总计122万亿印尼盾，即超过70亿美元（PLN, 2023c）。

PLN的股权缺口必须解决，如果公司要推动印度尼西亚向可再生能源转型。7%的利润被证明不足以资助新的投资。政府可以考虑改革收入模式，为净零排放路径增加前瞻性的资本回报率组成部分。这可以辅以旨在回收成本的电价改革，并结合对选定消费者群体的定向直接补贴。然而，决定从纳税人或终端用户回收电网和发电成本，最终是一个政治决策。

引入独立的电网电价。除了约占PLN收入2%的连接费外，不征收单独的电网费用。引入电网电价具有三重收益：1) 电网电价将为PLN未来几年必须显著增加的电网投资提供更清晰的收入模型；同样地，2) 电网电价将使PLN能够将部分投资需求外包给私营方；此外，3) 电网电价或电力转运费（wheeling charges）可以与分散式可再生能源增长的第三方电网接入机制挂钩，而这迄今尚未实现。

引入辅助服务——改革包含灵活性服务条款的购电协议（PPA）。印度尼西亚过剩的煤电机组在结构上阻碍了可再生能源的部署，辅以为减轻投资者风险而设计的包含大量容量电费的购电协议结构。这构成了基荷电力的沉没成本。将容量电费重新部署用于灵活性服务，将确保现有的系统成本支持波动性供应的整合，并证明化石燃料资产转变运营模式的合理性。鉴于现有购电协议的刚性，需要制定合同重新谈判方案（见Boute, Chung and Lauwaars, 2023）。

通过新的单一买家模式简化运营。对PLN的有限重组可以：1) 减少利益冲突；2) 提高业务运营的透明度；3) 提升采购效率和成本效益。这可以采取法律上独立的系统运营商形式（拥有单一买家功能：系统规划、发电采购、承购和系统运营），或拥有类似功能的独立输配电运营商（TSO/DSO）实体，此外还拥有并运营电网。亚洲开发银行（ADB）（2023）已为印度尼西亚制定了此类公用事业转型路径的详细路线图。

译注：对比下我国电力体制改革，还是先进不少。

建议 (Recommendations)

支柱1 › 为风光能源（VRE）提供长期投资确定性

扩大风光能源采购渠道，并将其与修订后的长期技术路线图（KEN和RUKN）挂钩。雄心勃勃的规划是为风光能源提供稳定、可预测政策支持的关键。目前，印度尼西亚的风光能源装机容量在全球排名垫底。技术部署加速早已势在必行，对于印度尼西亚实现国家可再生能源目标并走上2060年净零排放轨道至关重要。增加太阳能光伏部署也将有益于印度尼西亚的新兴国内产业。对本地含量要求（LCRs）的有针对性改革（超越2024年引入的改革）可以进一步支持该行业（见“投资法规和市场开放度”）。

引入修订后的招标计划，采用透明的评分系统，并放宽PLN在IPP项目中的股权所有权标准，以增加投资者兴趣。透明且公开可用的评分系统将减少偏向性投标的动机，并有助于为即将进行的招标吸引更多投标人。放宽PLN在IPP项目中的股权所有权标准将降低投资者风险，使独立生产商更好地调动资本，从而吸引更多投标人。这些措施可与改进的实施支持相结合，例如政府在场址选择、土地协议、并网成本以及引入改革后的可再生能源证书（REC）计划方面提供支持。

取消风光能源价格上限与平均发电成本（BPP）的联系。第112/2022号总统条例（PR）相较于其前身是一个显著改进，但未能为可再生能源创造公平竞争环境。此前MEMR规定允许可再生能源在成本低于BPP（平均发电成本）时进入系统，而PR 112/2022将这一上限提高到BPP本身。因此，可再生能源项目开发商仍然不得不与获得补贴的燃煤电厂（其在电力组合中的主导份额很大程度上构成了BPP）竞争。

为风光能源引入按实际发电付费的购电协议（Pay-as-produced PPAs），以提供收入确定性并降低投资风险。煤电资产受益于贯穿其购电协议期间的有保障的收入流，以回收资本和固定成本，而可再生能源资产则面临数量和价格风险。风光能源的按实际发电付费购电协议将降低投资风险，支持项目可融资性，产生更低的电价，并确保系统中的所有风光能源输出得到利用。这将为在印度尼西亚转型早期阶段扩大风光能源投资创造必要条件。

通过净计费计划支持投资屋顶太阳能的家庭。取消净计量使印度尼西亚的分布式能源部署处于劣势。净计费通过为消费者提供时间灵活性以收回投资成本，同时避免对公用事业收入造成不成比例的影响，从而实现了更好的平衡。政府可以进一步通过优惠贷款和赠款等投资支持计划或第三方所有权模式支持低收入家庭（支柱5）。

引入第三方电网接入，利用投资者开发印度尼西亚可再生能源行业的准备度。引入电力转运费机制以及私营部门为可再生能源签订双边购电协议的选择权将是一个突破，有望释放私营部门对可再生能源的需求并刺激部署。

支柱2 › 增强系统灵活性，以最低成本将风光能源整合入系统

消除调度扭曲。电力部门的国内煤炭市场义务（供应义务）和投入补贴激励了煤电调度。同时，风光能源在供应超过合同能源量时面临调度风险。我们建议以下修订：

  1. 将国内煤炭市场义务转变为国内税收义务：国内税收义务将保留供应煤炭的国内义务，但确保国际市场价格反映在电力价值链中，从而纠正调度和投资信号。它将产生可用于补偿PLN燃料成本增加或最终消费者电价增加的税收收入。这使其成为一个成本中立的无悔选项。（见本章节“市场和合同安排”部分）。

  2. 为风光能源的所有输出提供优先调度，以整合和利用系统中可用的低成本可再生能源。虽然风光能源受益于优先调度，但现有购电协议并未强制PLN购买超出合同量的可再生能源产出。采用符合国际最佳实践的按实际发电付费购电协议，将确保所有波动性供应被整合并利用于系统中（见支柱1）。

  3. 评估并释放常规资产可提供给系统的灵活性服务价值。现有燃煤和燃气电厂的购电协议可修订，纳入灵活性或辅助服务组成部分。这可以采取旨在整合波动性供应的性能标准形式（爬坡要求、频率控制、无功功率、旋转备用等）。这些系统服务可以利用现有的容量电费来支付。这将把用于基荷可用性的沉没系统成本重新部署用于系统灵活性，并证明化石燃料资产转变运营模式的合理性。鉴于现有购电协议的刚性，需要制定合同重新谈判方案。

  4. 通过引入日内机组承诺和用于供应、需求和网络实时数据的先进监控基础设施，增强系统运营实践。此类改进有可能降低备用要求并优化低成本可再生能源资产的利用（IEA, 2022a）。

支柱3 › 保障系统充足性，符合长期脱碳和灵活性需求

  1. 修订规划和充足性评估以实现成本优化。35%的规划备用裕度需要逐步降低，同时采用额外的可靠性指标，如电力不足期望（LOLE）、电力不足概率（LOLP）和预期缺供电量（EENS）。这些指标允许进行概率性评估，能更好地预测和预防随着风光能源份额增加而可能出现的意外情况（IEA, 2022a）。能源总体规划（Master Plan）和电力供应商业计划（RUPTL）的利益相关者磋商可以制度化，以提高建模预测及其基础假设的准确性和稳健性。

  2. 规划灵活性需求。凭借庞大的基荷和中载机组（Mid-merit），PLN在未来几年拥有足够的技术容量来容纳波动性供应源，但建议开始为风光能源份额较高时出现的更大波动性进行规划。这可能包括在基荷机组退役的同时采购调峰电厂、部署储能技术以及引入分时电价（TOU tariffs），以释放需求侧响应的快速收益。

  3. 引入电网电价。引入电网电价对印度尼西亚来说是三重收益：1) 电网电价将为PLN未来几年必须显著增加的电网投资提供更清晰的收入模型；同样地，2) 电网电价将使PLN能够将部分投资需求外包给私营方；此外，3) 电网电价或电力转运费（wheeling charges）可以与分散式可再生能源增长的第三方电网接入机制挂钩，而这迄今尚未实现。

支柱4 › 明确并有效管理不灵活和碳密集型资产的退役

  1. 停止（14吉瓦的）新煤电采购管道。对具有高收入保障购电协议的基荷电力的过度依赖阻碍了风光能源的近期部署。在备用裕度远高于35%，某些地区接近50%的情况下，可再生能源容量应替代当前额外的煤电管道，否则系统成本将增加，转型将进一步放缓。

  2. 政策排序：优先改革煤炭的国内煤炭市场义务（支柱2），并继续推进限额-税收-交易碳定价政策的有针对性改革。引入国内税收义务（DTO）和印度尼西亚碳定价政策的有针对性改革将揭示煤电的经济成本并鼓励其淘汰。在使用煤炭仍受补贴的情况下，碳定价将无效。对煤炭征收国内税将确保煤炭市场价格沿着电力价值链反映（见“市场和合同安排”部分）。随后，改革后的限额-税收-交易工具应确保煤炭的外部成本被内部化，为可再生能源投资和调度创造公平竞争环境。为此，可以考虑以下工具改革：逐步增加拍卖份额，转向统一的排放强度基准，并引入与零碳电力轨迹一致的绝对排放限额。或者，可以设立渐进式且逐步提高的碳税。

  3. 重组煤电机组，促进可再生能源加速进入电力系统：1) 重新利用，2) 储备，3) 退役。较新、更高效的资产应重新用于运营灵活性，辅以改革后的购电协议（支柱2）。这部分煤电机组将以转变的生产模式支持印度尼西亚向可再生能源转型。可包括外资拥有的资产，因为在其购电协议期限前提早退役这些电厂存在法律挑战。2) 效率较低的资产应置于战略储备中，将其运营成本降至最低，并为风光能源进入系统创造市场空间。3) 效率最低的资产应在国际支持下（如JETPs）尽早退役。

支柱5 › 确保消费者负担得起的电力，同时维持行业的财务可持续性
补贴和电价冻结保护了印度尼西亚民众免受过剩煤电机组的经济影响。现在维持负担得起的电价取决于高效退役煤电资产，同时让风光能源进入系统。

政府可能需要考虑财政支持措施，使PLN能够交付和调动转型电力系统所需的投资。这将有助于在资本支出增加的时期维持负担得起的电价。

政府可以考虑为低收入家庭引入屋顶太阳能投资支持计划。此类计划的成本可以部分地从这些最终消费者目前以较低电价形式获得的电力补贴中抵消。

随着从国内煤炭市场义务转向国内税收义务，零售电价可能会调整以反映更高的燃料成本。税收收入可用于补偿选定的最终消费者群体，允许PLN通过电价自动调整机制转嫁额外的燃料成本。类似的逻辑适用于改革后的限额-税收-交易工具，其拍卖收益可用于抵消电价上涨。

长期来看，零售电价可能需要进一步调整以反映电力成本，并为低收入家庭设置适当的保障措施，以确保PLN能够提供实现清洁、安全、负担得起的电力系统所需的投资。