中国经验对印尼能源转型的启示与借鉴
来源：南方能源观察 时间：2025-12-01 15:47
秦萍 乔慧 肖淇泳 中国人民大学
陈捷胜 新加坡国立大学
印度尼西亚（以下简称“印尼”）横跨赤道，是全球最大的群岛国家与东南亚第一大经济体，其人口和经济规模均居东盟首位，分别占区域总量的41%和35%。印尼能源结构对化石燃料高度依赖，碳排放总量居高不下。2023年，化石能源在印尼一次能源结构中的占比达87%，煤电贡献了63%的总发电量，使印尼成为全球第六大排放国，其碳排放量已超过日本。印尼既是全球碳减排进程中的关键参与方，更是决定东南亚能源转型成败的核心变量。
为兑现国际减排承诺和推动产业转型升级，印尼制定了宏伟的能源转型目标：2040年全面淘汰燃煤电厂，2050年实现净零排放。但现实进展与目标存在显著差距，截至2023年，印尼可再生能源占比仅为13.1%，且光伏和风电累计装机量不足1吉瓦。与此同时，印尼煤电退出在资金与体制等方面面临巨大挑战，持续阻碍低碳转型进程。
印尼能源转型缓慢的核心症结在于能源体系发展路径与制度设计滞后于转型需求，一方面形成了高碳技术锁定效应，另一方面削弱了低碳转型的市场激励。本文聚焦阻碍印尼能源转型的四类制度性障碍：一是煤电结构依赖与资产锁定；二是可再生能源投资激励缺失；三是电网基础设施瓶颈与能源时空错配；四是碳定价机制薄弱与有效性不足。
中国在相似的发展阶段，曾面临与印尼类似的能源结构性矛盾，并在破解高碳锁定、激励可再生能源发展等方面积累了丰富经验。本文通过对比中国在类似阶段的改革经验，旨在提炼中国在市场机制、政策工具与制度设计方面的共性启示，以期为印尼的能源政策调整提供切实可行的参考路径。
01打破煤电依赖与资产锁定
在煤炭资源禀赋优势与政策性扭曲的双重作用下，煤电在印尼电力系统中长期占据主导地位。在发电环节，印尼政府实施国内市场义务（Domestic Market Obligation，DMO）政策，要求煤炭企业将至少25%的煤炭产量以不超过70美元/吨的价格供应国内电厂，使燃煤机组的度电成本显著低于市场水平，直接削弱了可再生能源的价格竞争力。
在电价与合约层面，长期购电协议（PPA）的锁定效应进一步巩固了煤电的优势地位。印尼国家电力公司（PLN）作为垄断购电方，与独立发电商（IPP）签订了大量包含25—30年“照付不议”（Take-or-pay）条款的购电协议，无论实际调度与否，PLN都须支付容量费用。这一机制推高了其他能源的调度成本，导致PLN在日常调度中优先选择煤电，挤压了可再生能源的发电空间。
在煤电资产层面，印尼煤电机组平均役龄不足15年，远低于40年的设计寿命。若要推进煤电提前退役，需要承担高额补偿成本，转型面临巨额资金缺口。此外，PLN与煤电存在深度投资绑定，其财务稳健性高度依赖煤电现金流，形成体制性路径依赖，导致国家可再生能源激励政策难以真正落地。
对比来看，中国在21世纪初快速工业化进程中曾面临煤电产能结构性过剩难题，为此，中国通过行政调控与市场机制协同发力，推动煤电结构优化。在容量置换方面，中国以600兆瓦以上的高效低排放机组置换100兆瓦以下的低效小机组。在政策执行过程中，监管机构为煤电机组制定了严格且持续提升的能耗与环保标准，现有机组若无法通过技术改造在规定期限内达标，将被强制关停。同时，政策要求优先调度高效低排放机组，挤压落后机组的生存空间。
为降低退出阻力，中国建立了市场化补偿机制。政府允许退役机组通过省级电力交易中心，将发电权有偿转让给新建高效机组，转让收益用于补偿剩余资产价值、偿还债务及安置员工。这种行政与市场工具相结合的方式，为资产所有者提供了平稳退出的经济激励。2006—2010年，中国累计关停小火电机组76.8吉瓦，相当于当时全国煤电总装机容量的近15%。
结合印尼资金有限的现实约束，可从三方面推进改革：首先，改革煤炭价格上限政策，为转型提供资金保障。取消DMO价格上限，对煤炭超出基准价部分征收能源转型税，专项用于机组退役补偿、职工再就业培训与社区转型支持。其次，通过合约和调度方式改革优化存量煤电机组结构。在新签或续签合同时，以灵活性支付机制替代容量付费；在调度机制中，引入能效与排放约束，优先调度高效、低排放机组，以逐步降低系统的平均排放强度。最后，推进电力体制改革。可将PLN重组为控股母公司，下设独立核算的发电、输电与配电子公司，通过引入竞争与透明核算机制，弱化PLN作为单一购电方与煤电投资者的双重身份。
02强化激励机制，吸引可再生能源投资
印尼能源转型面临的另一核心瓶颈是可再生能源投资动力不足。尽管印尼政府明确提出2025年实现可再生能源占比达到23%的目标，但2023年实际占比仅为13.1%。由于项目融资难度大、收益预期不稳定、政策不确定性高，印尼可再生能源项目的财务可行性普遍较低。
首先，政策性约束抬高了项目投资成本。2019年，印尼光伏本地化含量要求规定组件国产化率需达到60%以上。由于印尼本土制造业基础薄弱，开发商不得不以更高价格采购本地设备，项目资本支出平均上升约12%。此外，印尼要求开发商承担电网接入、加固及储能设施的费用，导致可再生能源项目平准化度电成本（LCOE）至少增加21.6%，在离网项目中甚至可能上升至原成本的5倍。这一系列隐性负担显著削弱了项目经济性与融资吸引力。
其次，收益端的电价机制严重制约投资回报。印尼政府将当地平均发电成本（BPP）设定为可再生能源上网电价上限，部分地区更将上限进一步压低为BPP的85%。由于煤电长期享受燃料补贴，其度电成本被人为压低，导致可再生能源项目在现行价格体系下难以获得合理利润。此外，政策频繁调整、项目投标流程烦琐等问题，进一步加剧投资不确定性。
中国的经验表明，明确且稳定的激励政策能够在短期内培育市场需求。中国自2009年起推行固定上网电价制度，为可再生能源项目提供长期稳定的收益预期，且光伏、风电的标杆电价显著高于煤电价格。这种稳定优厚的电价预期，快速撬动大量社会资本涌入，推动国内光伏装机量从2010年的不足1吉瓦跃升至2017年的130吉瓦。同时，暴增的需求反过来带动上游设备制造业快速扩张，推动中国光伏产业规模化发展，最终形成全球规模最大、成本最低的完整产业链。
装机规模扩大、成本显著下降后，中国适时调整可再生能源政策重心，转向推动财政可持续性和建立市场化运行机制。2018年起，中国逐步引入竞争性招标机制，补贴不再无条件分配给所有可再生能源项目。2019年固定标杆电价转为指导价，2021年实现新建光伏、风电全面平价上网，最终于2025年取消国家固定上网电价补贴。这种渐进式的制度演化路径，既保障了早期投资的确定性，又在后期实现了财政减负与效率提升的双重目标。
对印尼而言，短期内政策重点应聚焦于增强投资者信心和扩大可再生能源项目规模。其一，印尼政府需重构电价形成机制，尽快废除现有的BPP定价制度，建立具有法律约束力的可再生能源固定电价机制，为投资者提供长期稳定的收益预期。其二，印尼政府需要提升政策稳定性和可预期性，制定明确的补贴退出路线图与中长期发展规划，避免政策频繁调整引发的投资风险。其三，优化LCR（当地成分要求）政策设计，可针对关键光伏组件实行分阶段国产化门槛，逐步提升本土制造能力，避免因短期本地化要求过高而阻碍可再生能源投资落地。
03缓解电网瓶颈，提升可再生消纳能力
印尼由超过17000个岛屿组成，资源禀赋与负荷中心高度错配，跨岛输电需求庞大而基础设施严重不足。爪哇岛集聚了全国大部分人口与经济活动，苏门答腊、加里曼丹等岛屿则蕴藏丰富的水能与地热能潜力，但受制于跨岛输电线路建设成本高昂与长期融资瓶颈，可再生能源需求与供给难以有效对接。此外，印尼电力系统由多个相互隔离或仅具弱互联的区域网组成，难以应对光伏、风能等间歇性可再生能源并网所带来的波动性挑战，严重限制了可再生能源消纳规模。
中国在应对类似的资源与负荷逆向分布问题上积累了较为成熟的经验。通过建设特高压（UHV）与跨区通道工程，中国实现了跨省乃至跨区域的大规模电力调度，显著提升了可再生能源的消纳能力。同时，中国在制度层面明确了发电企业与电网公司的成本分摊责任，建立了以“核定成本+合理回报”为核心的输配电定价机制，为电网基础设施建设、升级与维护提供了稳定的资金来源。在偏远地区与园区层面，鼓励发展分布式或微电网模式，使分布式灵活供能成为主干电网的有效补充，从而能够在保持供电安全的同时，显著提升可再生能源接入比例。
印尼受资金约束和复杂的群岛地理条件制约，短期内难以复制中国的特高压体系，但可以采用跨岛输电与区域微电网并重的策略。在资金有限的情况下，印尼可通过电力负荷与资源评估，优先识别具有最大边际效益的跨岛输电线路，如连接苏门答腊、加里曼丹与爪哇负荷中心的海底电缆项目。集中投资重点通道可在有限周期内最大化可再生能源外送效益。同时，需要建立独立输配电价与投资回报机制。当前印尼实行的捆绑式电价体系将输配电成本嵌入终端电价之中，缺乏独立核算与收益激励，不利于吸引社会资本。应将输配电环节独立定价，确保PLN及潜在投资者获得可持续收益，激发电网扩建与技术升级的动力。
在项目并网时，印尼亟须制定统一的技术标准与成本分摊机制，避免可再生能源开发商独自承担全部系统性成本。接入点及其邻近改造成本可由项目承担，而电网扩容和接入产生的网侧成本应纳入输配电价中进行社会化分摊。在工业园区、偏远社区及小型岛屿，推进成规模的微电网落地试点，重点推广“分布式光伏+储能+微电网”模式，实现就地发电、就地消纳，减少对主干电网的依赖。待关键通道相继投产后，再通过标准化购售电合约与滚动调度安排，实现微电网与主网的协同，为可再生能源的规模化发展提供网侧支撑。
04强化碳定价机制，提升碳市场有效性
印尼目前碳定价体系构建的成效有限。2023年，印尼正式启动针对电力行业的强制性排放交易体系，覆盖全国99家燃煤电厂。尽管政府寄望通过碳市场引导减排，但目前碳市场仍处于起步阶段，整体推进缓慢，市场效能有限。现行碳排放交易体系（ETS）的覆盖面有限、交易量低，难以形成有效的减排激励。2024年，印尼ETS的拍卖价仅约为2.9美元/吨，远低于全球平均水平32美元/吨及国际机构建议的最低有效价格35美元/吨。此外，原计划作为价格底线的碳税因行业阻力已多次推迟，导致市场缺乏锚定价格。
为平衡减排目标与经济发展诉求，印尼选择采用强度控制体系。监管机构为每类机组设定度电排放基准线，引导存量电量向高效机组转移。然而，强度控制体系的有效性高度依赖基准线的严谨设定。印尼的基准值设定明显偏松，2020年PLN整体发电资产组合的排放强度为0.844tCO/MWh，但印尼为最先进机组设定的排放强度标准高达0.911tCO/MWh。规模较大的发电机组无须采取任何减排行动即可处于配额盈余状态，即便是低效机组，也能获得大量免费配额。由于碳配额需求匮乏，印尼碳市场缺乏交易量，从根本上削弱了碳市场的减排激励。
中国在2021年启动全国碳市场时，将燃煤机组按燃料类型、技术水平及装机容量细分为四类，并分别设定差异化的度电排放基准线。根据生态环境部提供的数据，2022年，中国约有39.1%的煤电机组存在配额缺口，这一安排在一定程度上平衡了减排目标与存量资产约束。要提高碳市场的有效性，印尼需逐渐收紧其基准线，结合机组结构设计合理的缺口比例，迫使企业采取实质性减排行动。
此外，ETS的有效性依赖配套制度建设。可追溯、可核查、可报告的数据报送、核算与核查（MRV）体系，以及具有威慑力的履约惩罚机制，是碳市场能够真正发挥作用的制度前提。自2013年起，中国在北京、上海、广东等7个省市启动了碳交易试点，为全国市场积累了MRV领域的宝贵经验和能力，包括分行业排放核算方法学、独立第三方核查体系及数字化直报平台等。在履约机制上，2024年5月生效的《碳排放权交易管理暂行条例》规定，未按时足额履约的企业将被处以其缺口市场价值5—10倍的罚款，并可能被责令停产整治。这种具有足够威慑力的惩罚机制确保了市场参与者严肃对待履约义务，成为维护市场秩序与碳价信号有效性的保障。
相比之下，印尼碳市场在制度基础上存在明显短板。印尼的国家登记系统（SRN PPI）尚不成熟，既增加了数据质量风险，也削弱了碳信用的国际公信力。同时，印尼缺乏违约的惩罚条款，违约成本甚至低于履约成本，导致企业交易动力不足；加之本应作为价格下限的碳税多次推迟实施，市场预期进一步弱化。因此，要释放ETS的减排潜能，印尼亟须建立统一且可信的MRV体系，辅以清晰可执行的惩罚机制，同时尽快启动征收碳税并逐步提高税率。
责任编辑：刘础琪
