印尼光伏电站市场发展现状及开发建议

发表时间：2024-04-12 09:21:57 来源：小九直播平台官网下载

  印尼光资源丰富。可利用的开发潜力约 200CW。印尼政府逐渐重视光伏电站的开发和利用。规划在 2021-2030 年新增光伏项目装机 4680MW,而且还出台了一些优惠政策,对于光伏发电项目,所得税、增值税、关税等均有不同程度的优惠。但与此同时,印尼在光伏产业开发政策、土地政策、合作政策上还存在不少问题。而且受制于“煤炭政治”,印尼的清洁能源开发程度很低,开发意愿不强,公开竞标项目电价下降明显,竞争日趋激烈。加之电网薄弱、本地化成分要求、项目规模普遍较小等问题,从而限制了印尼光伏产业的发展。印尼政府已经认识到新能源开发政策存在的很多问题,正在改变或推出新的鼓励政策。目前,印尼光伏市场上主要有矿区光伏、陆地光伏、水上光伏、园区光伏、屋顶光伏等几种类型,建议中国企业大力推进矿区光伏市场开发,有序推进示范性大型陆地光伏项目开发,寻求战略合作推进水上光伏项目开发,谨慎推进园区光伏项目,对屋顶光伏市场保持关注。

  印尼可再次生产的能源资源丰富,太阳能、风能、水能和生物质能的总潜力达 7879.43GWU。按照印尼政府承诺,2025 年新能源与可再次生产的能源占比至少达到全国能源总供应量的 23%21。但是截至2021 年底,印尼新能源占比仅 12.16%,离 23%的目标尚有6200MW 的装机缺口。能预见,印尼政府将全力发展可再次生产的能源,以应对国内经济发展、电力需求量开始上涨、减排承诺及生态环保等问题31。

  由于水电、地热前期开发和建设周期较长,而印尼风资源又偏少,且建设风电需要至少一年以上的长期测风数据,因此水电 地热、风电等均无法在短期内实现投运。如要按期实现 23%的承诺,印尼大规模开发光伏电站是必选项。事实上,随着光伏发电技术的提升和成本的下降,印尼政府也慢慢变得重视光伏电站的开发和利用。2022 年3月1日,印尼国家电力公司(PLN)已向短名单内的 141 家投资商，发出了第一批 36 个地点的光伏替代柴油发电项目的投标邀请。当前,全球慢慢的变多的电力投资商将目光聚焦印尼光伏电站开发市场,非常有必要深入研究印尼光伏电站市场现状、存在的问题及未来发展的潜在能力,以便快速发现合适的投资机会,制定有明确的目的性的投资开发策略。

  印尼地处光照强度较高的赤道附近，可利用的发电潜力约 200GW。从印尼光资源分布图(见图 1)上能了解到印尼整体光资源很丰富,全国年辐射量在1314~2191kw·h/m2。光资源的高值大多在海岸线附近,低值则在岛内腹地。从分布区域上来看首都雅加达所在的爪哇岛东北部和巴厘岛至帝汶岛沿线群岛年辐射量最高。各岛光资源差异不大大部分区域日总辐射大于 4.6kw·h/m2年总辐射大于1679kW·h/m2。

  截至2020 年10月,印尼的光伏发电装机容量为181.2MW,相比其200GW 级的开发潜力低了3个数量级,也远低于邻国的开发水平。已投产的项目单体规模都很小,与大型光伏电站相比,经济效益不具可比性。较大的光伏发电项目为北苏拉威西省 Likupang的21MW 项目和龙目岛 SelongPringgabayaSengkol三个均为 7MW的光伏项目。

  印尼现有光伏电站均位于偏远和欠发达地区这些项目多有外国政策性金融机构或国有能源企业的支持。已投运的北苏拉威西省 Likupang 21MW光伏项目,由新加坡维纳公司(Vena Energy)投资建设，亚洲开发银行提供融资。

  印尼总统佐科在2020年1月访问阿联酋期间,签署了西爪哇西拉塔(Cirata)145MW水上光伏项目，完工后将成为东南亚最大的水上光伏电站西拉塔项目由印尼国家电力公司(PLN)子公司 PJB(PTPembangkitan Jawa Bali)和阿联酋最大的可再次生产的能源公司 Masdar 共同开发，预计在2022 年底投入商业运行。

  根据 PLN 政策,从2017 年底开始只有人选新能源资格预审短名单的公司.才能参与印尼可再次生产的能源项目的开发。2022年3月,PLN 光伏替代柴油招标项目短名单有 141 家来自全球的电力投资商、总承包商设备厂家等。中资企业有9家,除大唐海外、大唐金光,华电香港 3家为电力投资商外，其余6家均为以投资带动 EPC 的总包商。韩国、日本企业在外资企业中占据的市场占有率最多共计 20 余家。另外,还有来自美国、法国、泰国、马来西亚、新加坡、土耳其、印度、加拿大、菲律宾的企业。印尼本地企业有 100 余家,其中印尼本地具有投资实力的投资商不到 20家，包括 DSSE MedcoS2P_Bakrie_Adaro 等知名电力集团。另有 10 家左右印尼本地以投资拉动 EPC 的大型国有企业

  要想以项目投标的方式获得项目开发权,投资商就需要先进人 PLN 的资格预审短名单，然后才能参与 PLN 组织的公开招标。合乎条件的电价最低者获得招标项目的开发权后，可以与 PLN 签订购电协议(Power Purchase Agreement,PPA)。

  自2017年之后，印尼IPP(Independent PowerProducer)光伏项目市场出现了一些新的迹象。一是以多个分散式小光伏项目打包招标为主。PLN 于2017 年5月发布的苏门答腊6个光伏项目包招标每个项目包均由很多小项目组成。2022 年 3月PLN 正在推进的光伏替代柴油发电项目也采用了类似方式来进行招标。二是单个大容量光伏项目逐渐开始招标。2019 年初推出了巴厘岛两个 25MW 的光伏项目招标,2021年初又推出了西爪哇50MW光伏项目和东爪哇 50MW 光伏项目。虽然由于疫情影响部分招标项目取消,但也让投资商看到了 PLN有意推出大型光伏电站招标的趋势。三是部分电厂的开发以PLN旗下的IP公司(PT Indonesia Power)和 PJB 公司为主,联合其他投资商一起开发。此类项目要求IP公司或 PJB 公司作为电厂开发的控股方.占股比例至少为 51%,且要求合作方负责融资担保和出借低息资本金。中资企业受风险管控和融资限制.均无法参与此类项目。

  绿地开发需要在印尼成立一家项目公司,印尼本地股东必须至少持有项目公司 5%的股份，且该公司一定要在 PLN 新能源资格预审名单里面。不同的区域许可程序有差异,具体项目开发需要按照当地政府和 PLN的要求。

  收购已取得部分前期开发成果(如 PPA)的项目或在役电站,可以规避很多前期风险,但要承担一部分溢价成本。由于印尼光伏电站处于起步阶段在役及签订 PPA 项目数量不多，市场上鲜见此类项目愿意转让。

  目前,印尼上网电价政策执行印尼能源与矿产资源部(ESDM)2017 年发布的第 50号令《可再次生产的能源电力供应法规》,自2017 年8月7日起生效。根据相关规定,印尼光伏 IPP 项目的上网电价以电力生产所带来的成本为基础,需将当地电力生产所带来的成本(LPCE)与国家电力生产所带来的成本(NPCE)相比较。若 LPCENPCE,则上网电价最高为 LPCE的85%;若 LPCENPCE,则上网电价取决于各方协定(PLN 和IPP)。根据上述原则,由于偏远地区 LPCE 较高所以偏远地区光伏项目电价上限水平要高于经济发展较好的地区。

  2020 年初，印尼IP公司分别进行容量 60MW和90MW的两个水上光伏项目合作方选,最终价格分别为3.74 美分/(kw·h)和 3.68 美分/(w·h)。可见,公开竞标项目,电价下降明显,竞争日趋激烈。

  为吸引外国投资,印尼政府也出台了一些优惠政策。对于光伏发电项目,所得税 增值税、关税等均有不同程度优惠。包括所得税初始税率 25%，每6年减少 5个百分点.减免税额最多为总投资的30%;允许加速折旧和摊销;对支付给外国税务主体的股息征收 10%或更低的所得税:新能源项目进口设备材料免增值税和关税:电力出售的收益免征增值税等。

  2016 年,ESDM 曾颁发 19 号令,将光伏上网电价补贴从 0.145 美分/(kw·h)升至0.25 美分/(kw·h).并计划两三年内新增 5000MW 的光伏装机,印尼光伏产业蓄势待发。但是,由于此前煤电项目增长过快,电力需求并未达到预期上涨的速度,政府对快速上涨的电价成本日益担忧。随着 2016年底ESDM新部长上台,2016 年第 19 号令随即被叫停,出台了2017 年第 50 号令，本来将要风光无限的印尼光伏产业再次跌入冰窟。2017 年第 50 号令的电价机制放弃了在越南、菲律宾等国成功实施的补贴机制.规定光伏电价要与全国平均发电成本(BPP)挂钩。与发电成本挂钩的定价机制,跟之前的补贴机制完全不同,经济性上丧失了吸引力。2017 年第 50 号令的出台,彻底改变了光伏产业格局,严重打击了行业信心,光伏项目开发进入了冰冻期。

  2019年10月14日,PLN曾发布了PLN 电力采购和基准电价报批稿，拟重点推进 100MW 以下的水电、光伏和风电开发。目前该版本仍处于草稿听证阶段,未正式施行。

  2020年2月底,ESDM 颁布第 4 号令《关于利用可再次生产的能源发电项目相关规定的第二次修正》相比2017 年第50 号令对 PLN 采购可再次生产的能源电力主要有三个改变:一是特定类型的可再次生产的能源项目可适用直接指定方式,赋权 PLN 直接和IPP 开发商签署电力采购合同,能不用实施招标:二是可再次生产的能源项目商务模式由 BOOT 改为 BOO;三是PLN 必须优先从可再次生产的能源电站全额购买电力。

  尽管光伏电站商务模式由 BOOT 改为 BOO,已不需要购买土地产权,但仍然需要租用 25~30 年左右。印尼实行土地私有制,加上许多地方土地所有权不明确，土地租赁或征用问题在印尼很常见,获得土地使用权的过程往往成本高昂且耗时。由于集中式光伏项目需要大块的土地,土地问题已成为限制项目开发和融资的最大障碍。

  制约电力项目开发的 51/49 股比政策仍然有待破解。PLN 直接引进的外资合作方,不但占股不能高于 49%,还要负责融资担保、拆借低息的股本金这项规定导致投资的人对印尼 IPP 项目的兴趣一下子就下降,这种所有权和融资责任不相称的安排,不仅为股东谈判和企业治理增添了不确定性,也没有办法获得绝大部分融资机构的贷款。

  印尼自2005 年起从始至终保持着全球最大动力煤出口国这一领头羊。大批政治和经济精英涌进了能够迅速获利的煤炭行业,省级和地方官员也拥有了赚取灰色收入的机会。煤炭成了印尼政客不可或缺的资产金额来源,从总统候选人、部长级官员、国会议员、地方精英到政治赞助人,许多印尼政要都在煤矿和电力公司持有股份。印尼非政府组织采矿倡议网络(Jatam)的调查报告称,在2019 年总统选举中佐科阵营向选务委员会申报的竞选资金总额中有86%与采矿业有联系,而对阵的正副总统候选人普拉博沃和桑迪阿加也经营化石燃料和采矿企业。受制于“煤炭政治”,印尼的清洁能源开发程度很低。

  由于印尼光伏电价成本高于煤电成本,财务欠佳的 PLN开发新能源的动力不足。据2020年9月美国能源经济与金融分析研究所(IEEFA)的分析自2015年以来,PLN 债务的年均增长率为 15.6%债务权益比徘徊在 50%~70%之间。2020 年6月PLN 时任总裁扎尼(Zulkifli Zaini)向国会白承认公司几乎 100%依赖贷款来来投资。由此可 见PLN 选择清洁能源的意愿和能力都不足以支持大规模的新能源开发。

  新冠疫情爆发前,印尼政府一度把清洁能源发展列为优先事项。2020 年 1月,印尼国会首次将可再次生产的能源法案列入优先审议清单。但是,突如其来的疫情打乱了这一切.国会搁置了对可再次生产的能源法案的讨论。印尼基本服务改革研究所总监法 比(Fabby Tumiwa)认为,新冠肺炎大流行转移了政府和国会的优先次序,讨论可再次生产的能源不再是优先事项。PLN 也因疫情而一再推迟原定于 2020 年第一季发布的《电力供应业务规划》,直到 2021 年 10 月才发布新的电力规划。此外,由于受疫情影响,局部地区出现负荷过剩,也给光伏产业的发展带来了阻碍。PLN 正在采取包括所有在建火电项目的投产延期、增加给工业园区供电等措施,以降低电力供过于求的风险。

  前期开发涉及到准证办理、可研、环评、“打点关系”等费用,这些开发费用如何评估和处理,仍然是一个巫待解决的问题。许多有能力协助取得项目开发权的中介或代理商基本无出资和融资能力,如中介作为小股东参股,可能会涉及到对小股东超比例担保借款,甚至小股东中途退出等问题。这样一些问题怎么样才能解决,一定要做好准备和应对规避相关风险。

  印尼政府规定大部分超过 1MW 的电力项目都要实行招标。市场公开竞争的形势下,印尼光伏项目的电价早已远远低于对应的价格上限,其主导的光伏项目电价(不含储能)约在 3~6 美分/(kw·h)。由于中资企业的资金成本与中东企业相差较大,在印尼中大型光伏项目开发中，以ACWA Pwer、Masdar为代表的投资商具有极大的电价优势。

  非政府组织“透明国际”2001 年发布的年度“全球清廉指数”排名显示,印尼在被统计的 91 个国家中排名第 88 位排名垫底。尽管通过几届政府的努力,印尼在2019 年度“全球清廉指数”排名被统计的 180个国家中排名第 85 位,处于中间位置其贪腐现状呈现向好趋势,但该问题依然严峻。

  印尼除“爪哇-巴厘电网”以外的电力系统缺乏接纳大型间歇性清洁能源的能力。由于印尼是岛屿国家,所以电网呈分布式结构,重点覆盖人口、商业活动集中地区互联水平低,大多较为薄弱。因为传统发电更适应现有的电网结构和调度模式,印尼电网部门对煤电、燃气发电、水电等传统发电类型和技术有很强的偏向性。加上印尼煤炭储量丰富,煤炭作为主要能源消费不可避免。南苏拉威西省的两个风电厂建成后，由于当地电网只有少数的灵活度,最初只有其中一个风电项目能够并网,第二组风电系统则必须等到区域内的水电站扩容后才能并网。电网现状以及开发理念方面的原因,已成为限制印尼光伏产业高质量发展的一大障碍。

  印尼能源与矿产资源部(ESDM)2012 年第 54 号令和 2018 年第5号令要求，新能源电站建设需满足特殊的比例的本地成分，本意是为保护本土产业,却最终成为限制行业形成规模的罪魁祸首。当地成分的要求导致了整个产业的恶性循环:一方面，当地成分规定一定要使用特殊的比例的本土设备但本土设备价格过高且质量较差;另一方面,严格的本土保护限制了新能源发电项目的发展,没办法形成足够的市场规模来降低上游的制造成本。

  由于印尼政府对新能源项目很有严格的本地化设备成分要求,故印尼关键设备生产商的产品特性、生产能力和价格成为新能源项目开发的重要制约条件。印尼光伏产业处于起步阶段,本地厂商无论从价格,还是产能、质量上都无法支撑印尼光伏产业的跨越式发展。

  由于水上光伏项目主要由 PLN 控制开发,矿区光伏资源大多分布在在大型煤炭企业手中,现阶段中国投资商可以参与的印尼集中式光伏 IPP 项目规模普遍较小,以 50MW 及以下装机等级为主,总体规模较小。大型电力投资商管理成本比较高,一般偏好投资中大型电站,才可以获得规模效益。

  作为东盟最大的经济体,具备丰富光照资源的印尼,本该成为可再次生产的能源最为蓬勃的市场,却因为以上问题,严重落后于临近的越南和菲律宾。可喜的是,后疫情时代,印尼电量需求已经企稳回升光伏电站成本年年在下降,个别中资光伏板生产企业也计划在印尼投资设厂。印尼政府已经认识到新能源开发政策存在的很多问题,正在改变或推出新的鼓励政策。在全球去碳化的大背景下,印尼发展光伏电站项目势在必行。中资企业应当发挥我国光伏开发的经验优势装备制造的技术优势、建设与运营的成本优势,大力推进印尼光伏项目的投建营一体化,寻求低成本绿色资金支持,适当降低收益率和规模要求,同时应当符合印尼法律对项目开发流程_本地化成分及劳动用工等规定。

  目前,印尼光伏市场上主要有矿区光伏、陆地光伏、水上光伏、园区光伏、屋顶光伏等几种类型针对中资光伏电站开发企业,开发建议如下:

  对于矿区光伏项目,利用废弃矿坑进行开发场地充裕,容易建成基地化大容量光伏项目,符合各方利益和需求,属于新兴市场。此类项目需要特定的废弃矿区资源可与当地大型煤炭企业 BumiAdaro_Bukit Asam、TobaSinar Mas 等进行联合开发,建议大力推进。

  对于陆地光伏项目,单个项目容量不大,多为公开竞标项目,属成熟市场。当前印尼政府和 PLN重点推进的小容量柴光互补项目,单体容量从几百至几千瓦不等,地点非常分散,交通极为不便,建设和管理难度较大,适合熟悉当地情况的公司进行开发。单个项目在兆瓦级以上的陆地光伏需公开竞标，由于进入 PLN 资格预审短名单的企业较多,竞争非常激烈,需要寻找有实力的本地合作伙伴,提前锁定合适的土地资源，控制好项目建设和融资成本适当降低收益率要求,才有机会中标。大型陆地光伏项目可采取示范性绿地项目开发为主的策略,按照直接指定或谈判模式进行开发,建议有序推进。

  对于水上光伏项目，需要占用公共水面资源一般由 PLN 及其子公司主导开发，属于垄断市场。可采取积极联系当地政府和 PLN.寻求战略合作的模式予以开发。

  对于园区光伏项目,需要特定园区厂房屋顶或闲置土地进行开发,属于机会市场。由于项目发电自行消纳,需要自行与园区业主签订 PPA,对园区业主依懒性较强,风险较大。能采用一事一议方式,单个项目具体分析

  对于屋顶光伏项目,项目分散,单体很小,一般由 PLN 及其子公司主导开发,属于垄断市场。不符合大多数中资企业开发政策,建议不予开发,保持关注。

  尽管印尼光伏市场存在政策、商务和技术各类问题,但也在逐步改观。中资电力投资企业要保持开发热情和定力,正视问题,细分光伏市场,寻求突破。建议大力推进矿区光伏市场开发有序推进示范性大型陆地光伏项目开发,寻求战略合作推进水上光伏项目开发,谨慎推进园区光伏项目,对屋顶光伏市场保持关注。

  印尼是东南亚最大经济体 东盟创始国及二十国集团成员国.经济稳步的增长势头良好,投资环境优良电力市场成熟规范,投资风险可控。随着印尼电力产业的发展,未来发展空间巨大。印尼光伏产业处于起步阶段,一旦鼓励政策出台有望迎来新的发展机遇。作为投资商应提前布局,锁定优质项目资源.未雨绸缪,才能赢得未来。

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