赤道岛国印尼为何难推可再生？
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南方能源观察
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印尼精英在传统能源部门的利益使得拥有丰富可再生资源，又苦于气候变化和空气污染的印度尼西亚，难以推动清洁能源的发展。
eo特约记者 余佩桦
编辑 蔡译萱 陈仪方
对于印度尼西亚而言，丰富的矿产是祝福也是诅咒。
印尼是全球最大的动力煤出口国，也曾经是世界最主要的石油和天然气出口国。与此同时，印尼深受气候变化和空气污染之苦。首都雅加达的空污指数居世界前列，雅加达北部预计将在2050年前因海平面上升和超抽地下水而沉入海底。
新冠肺炎大流行加速了全球能源转型。英国数据信息提供商埃信华迈（IHS Markit）指出，过去30年里变化不大的全球非碳能源需求份额在2020年内显著成长，这是新冠肺炎大流行冲击化石燃料需求、可再生能源投资增加以及对气候变化担忧加剧导致的综合结果。
但是在地处赤道太平洋的印尼，这一趋势并不明显。2020年，全球只有七个国家仍在新建和规划燃煤电厂，世界第四人口大国印尼便是其中之一。根据美国非政府组织全球能源监测（Global Energy Monitor）2020年7月的统计数据，印尼在建的煤电厂总装机容量（31.3GW）位列全球第四。
2019年，燃煤、天然气和燃油发电厂分别贡献了59.1%、20.8%和4.2%的发电量，光伏仅贡献0.03%，风能0.16％，地热能4.77%，水力7.16%。受制于“煤炭政治”，印尼的清洁能源很大程度上还未被开发。
以光伏为例，原供职于印尼电力管理局，现在澳大利亚国立大学攻读博士的大卫‧费南多‧西拉拉西（David Firnando Silalahi）指出，印尼太阳能可开发潜力每年达640000 TWh，约等于印尼2018年发电量的2300倍，印尼也有充足的土地、水面和浅海海域可以装设光伏面板。
但实际上，根据政府间组织国际可再生能源机构（International Renewable Energy Agency）的统计，整个印尼的光伏发电装机量截至2019年底只有198MW，比新加坡还要少。
印尼非政府组织趋势亚洲（Trend Asia）执行董事育云‧因德拉狄（Yuyun Indradi）告诉eo，即使印尼最主要的“爪哇-巴厘”电网已长期供电过剩，疫情之下，大型煤电项目仍在继续推进。
他指出，2020年印尼至少增加了三组新建燃煤电厂计划——爪哇9号和10号（Jawa 9 and 10）、丹戎加地A（Tanjung Jati A）和因德拉马尤（Indramayu），既有的丹戎加地B（Tanjung Jati B）和爪哇7号（Jawa 7）电厂也在扩建。
煤炭政治
印尼从1989年启动第一批商业化的煤炭生产。1990年代末亚洲金融风暴引发大规模街头抗议，时任总统苏哈托被迫下台。印尼中央政府为应对政治民主化诉求，从1999年开始下放包含核发矿业采掘准证在内的行政权力。这使得大量政经精英进入可以快速获利的煤炭行业，省级和地方官员获得更多裁量权，也拥有了赚取灰色收入的机会。
印尼在2005年成为全球最大的动力煤出口国，动力煤出口量占全球约三分之一，而且此后一直维持这一领先地位。
煤炭很快成为印尼政客不可或缺的资金来源。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，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。
煤炭消费的提升与发电厂的扩增息息相关。从2010年至2019年，煤炭在电力能源组合和一次能源供应组合中的占比都显著上升。发电装机结构中，煤炭占比从38.20％上升至49.85%，石油和天然气则从47.30%下降至35.36%。一次能源供应组合（不含生物质）里，煤炭份额从26.24%上升至37.28%，石油和天然气则从72.22%下降至53.54％。
可再生“赤膊”上阵
印尼政府2017年出台的可再生能源电价制度可以说是发展可再生能源的头号绊脚石。
印尼政府每年参考印尼国家电力公司（Perusahaan Listrik Negara，下称PLN）计算的平均发电成本，制定各地生产成本标准（Biaya Pokok Produksi，下称BPP）。
边远地区的BPP一般都会高于国家平均BPP，因为运输和基础设施建设成本高昂。
印尼能矿部第50/2017号条例规定：在当地BPP高于国家平均BPP的地区，PLN只能以不超过当地BPP85%的价格收购太阳能、风电和潮汐发电，以不超过当地BPP100%的价格收购地热、水力和垃圾发电。在当地BPP等于或低于国家平均BPP的地方，PLN对这两类可再生能源的收购价则通过“企业对企业”磋商来决定——这通常意味谈判过程冗长而不可预测。
能矿部第19/2017号条例则规定，在当地BPP高于国家平均BPP的地区，收购坑口燃煤发电的天花板价格是全国BPP的75%，非坑口燃煤发电则是全国BPP的100%（装机量100MW以上的电厂）或通过企业对企业的磋商来决定（装机量少于100MW的电厂）。
“能矿部第50/2017号条例基本上扼杀了所有的（太阳能和风能）项目，因为它使得这些项目只有在少数BPP较高的地方才能具有经济效益”，美国智库能源经济与金融分析研究所（IEEFA）的能源金融分析师埃尔里卡‧哈姆迪（Elrika Hamdi）指出。
埃尔里卡说，在清洁能源技术还处于起步阶段的地方，发展新能源行业供应链通常需要数年时间和大量激励政策，但是印尼的现实是，煤炭行业得到了政府源源不绝的帮助，清洁能源在没有获得支持的情况下，被期望参与成熟的市场竞争。
事实上，早在2010年代初期，印尼曾经出台颇具吸引力的可再生能源激励措施，当时光伏的上网电价高达每千瓦时0.25-0.30美元。但是由于政策反复无常，很少有太阳能项目在此期间上马。
印尼政府2018年出台燃料煤“价格上限”政策，进一步确保了煤炭作为廉价电力来源的地位。能矿部将供应印尼国内发电厂的煤炭价格限制在每吨70美元或以下，并要求采掘公司将2018年和2019年生产的煤矿25%保留给国内市场。
加拿大智库国际可持续发展研究所（International Institute for Sustainable Development）报告称，燃料一般占燃煤发电厂运行成本的60-70%，印尼政府仅仅在2018年就为这项“屋顶价”政策支付了12.8亿美元至40.4亿美元，这是政府该年给予电力部门最大的一笔补贴。
“拖后腿”的PLN
印尼政府的目标是在2025年前让“新能源和可再生能源”在国家能源组合中占比23%，2050年前达到31%（第79/2014号总统条例）。按照目前的速度，许多分析预期，印尼将无法如期达标。
根据最新的2019-2028年《电力供应业务计划》（RUPTL），PLN计划直到2025年才大幅提升可再生能源份额。PLN预计2025年地热能将占发电能源组合的10.6%，水力发电占10.4%，其他可再生能源发电占2%。
而“新能源和可再生能源”的概念也还存在争议。印尼政府至今没有清晰地定义“新能源”，这个模糊空间可能为煤气化、煤液化、煤层甲烷、核能等“新技术”敞开大门。
PLN选择清洁能源的意愿和能力是另一大悬念。PLN拥有印尼66%的发电厂，垄断输配电业务，也是所有民营“独立电力生产商”（Independent Power Plant，下称IPP）的买主。
关注中国海外电力投资的自媒体创作人长苏对eo指出，PLN至今尚未推出大规模清洁能源招商投资计划，印尼现有光伏项目多为地处边远地区10MW至20MW的光伏储能或光伏加柴油发电机的离网项目，这类项目规模小，投资壁垒不高，对中国企业投资的吸引力不那么强。
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，其第二座风力发电项目投产就遇到并网问题。电力系统专家阿古斯‧普拉狄雅‧达姆布博隆（Agus Praditya Tampubolon）指出，南苏拉威西两座风电厂建成后，由于当地电网没有足够的灵活度，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250MW后才能并网。
PLN的财务状况也不容乐观。印尼的政策制定者和PLN多年来一直高估印尼的经济增长，允许电厂不受约束地扩建。佐科2014年底喊出要在五年内新增35GW发电厂，更恶化了PLN的债务问题。根据2020年9月IEEFA的分析，自2015年以来，PLN债务的年平均增长率为15.6%，债务权益比徘徊在50%-70%之间。
PLN首席执行官祖基菲里‧再尼（Zulkifli Zaini）2020年6月向国会坦承，公司几乎100%依赖贷款来进行投资，银行家出身的他知道这种财务处境并不健康。国有企业部长埃里克‧托希尔（Erick Thohir）在2020年9月中旬致函能矿部，呼吁节制发电许可证的发放。
PLN对清洁能源项目所有权的要求亦将是投资者的关注重点。长苏指出，2017年，PLN开始要求所有IPP项目必须由其子公司IP或PJB控股，却又要求IPP投资者为PLN提供股本金融资。这项规定导致投资者对印尼IPP项目的兴趣大幅下降，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不确定性，在融资机构眼里更是问题重重。
当前项目
印尼现有光伏和风力电厂大多位于偏远和欠发达地区如苏拉威西，且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。
当前，印尼最大规模的、已进入商业运转的太阳能项目是北苏拉威西21MW利库庞（Likupang）电厂，由新加坡韦能能源（Vena Energy）建设、亚洲开发银行提供融资。
佐科2020年1月访问阿联酋期间签下的西爪哇西拉塔（Cirata）水库145MW浮式光伏，完工后将成为印尼最大的太阳能项目和东南亚最大的浮式光伏电站。西拉塔项目由PLN子公司和阿联酋国企“阿布扎比未来能源公司”（Abu Dhabi Future Energy Company，简称Masdar）共同开发，项目在2020年12月动工，预计在2022年投入商业运转。
印尼唯二的公用事业规模风力发电厂都位于南苏拉威西省——75MW的锡德拉普（Sidrap）项目和72MW的托罗一号（Tolo-I Jeneponto）项目，分别在2018年4月、2019年5月投入商业运营。
锡德拉普项目由菲律宾财阀阿亚拉集团旗下“AC Energy Holding”和法国电力集团旗下香港公司“UPC Renewables”分别持股75%和25%，由美国政府发展融资机构“海外私人投资公司”（Overseas Private Investment Corporation）提供融资。
托罗一号项目由韦能能源开发，亚洲开发银行及其旗下信托基金提供融资。
埃信华迈气候变化和可持续发展研究与分析副总监李如耀（Lee Joo Yeow）指出，印尼现有太阳能和风电项目集中在欠发达地区是因为当地BPP较高，有足够空间让电厂取得较为合理的价格——每千瓦时10美分或以上。
如果光伏电厂在西爪哇和苏门答腊这样的负荷中心，就必须同非常便宜的煤电竞争。
但李如耀也指出，建设光伏项目的难度并不高，只要有恰当的政策支持、获得必要的许可，光伏在印尼也可以很有竞争力。
新冠后契机
新冠疫情爆发前，印尼清洁能源发展一度被视为优先事项。2020年1月，印尼国会首度将可再生能源法案列入优先审议清单。2月中旬，能矿部出台第4/2020号条例，针对原有备受批评的可再生能源制度（第50/2017号条例）做出微幅修订——放宽部分采购电力的要求，并规定PLN必须优先从可再生能源发电厂采购电力。
但是疫情打乱了这一切。印尼智库基本服务改革研究所（Institute for Essential Services Reform）执行总监法比‧图米瓦（Fabby Tumiwa）认为，新冠肺炎大流行转移了政府和国会的优先次序，讨论可再生能源不再是优先事项。
其中一项遭到搁置的改革是旨在取代2017年清洁能源定价制度的总统条例。印尼政府已经在2020年初开始起草相关规定，原计划在3月或4月公布。国会也搁置了对可再生能源法案的讨论。
PLN也因疫情而推迟原定于2020年第一季发布的2020-2029年《电力供应业务计划》（RUPTL）。这份每年发布的业务计划揭示PLN对未来十年电力需求和生产的预测、业务扩张计划、IPP投资机会等。
2021年出台的RUPTL，将有助了解新冠疫情对电力供应的具体影响以及PLN的“后新冠肺炎大流行”思路。
上述总统条例和可再生能源法案在今年的进展也值得关注。能矿部官员曾在2020年10月表示，政府正在最后修改这份条例。阅读过这份总统条例草稿的埃尔里卡称，如果能确实执行，这部规定将对小型可再生能源项目“非常具有吸引力”，同时，透过更具透明度和竞争性的拍卖，这部规定亦有望为规模较大的再生能源公司提供更公平的竞争环境。
国会已经在2020年9月重新开始讨论可再生能源法案，这部法律预计将为可再生能源提供更多支持，有助于加速能源转型。
美国非营利性组织自然资源保护协会（Natural Resources Defense Council）能源政策经理陈晗认为，加快清洁能源转型需要一系列政策，比如可再生能源项目拍卖、上网电价激励措施，以及优先采购清洁能源的规定。
但陈晗也强调，即使是很小的政策改变也可以大大降低可再生能源投资的风险。最好的例子即是越南在短时间内让太阳能和风能从零到出现巨大增长，仅仅因为政府开始改变政策并设法吸引投资兴趣。
Ika Krismantari对此文亦有贡献；余佩桦和Ika Krismantari为2020年德国国际合作署“柏林能源转型对话”媒体奖学金计划获得者
参考资料（上下滑动查看）
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