1、中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究3中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究報告作者：康旭華 山西財經大學柳亞琴 山西財經大學高文靜 山西財經大學張競超 山西財經大學李深釗 山西財經大學任雪荻 山西財經大學項目協調員：李丹青 綠色和平張 凱 綠色和平 專家薦語東南亞一直是中國企業境外投資的熱點區域。其中，印度尼西亞擁有較好的人口基數紅利和經濟發展預期、專項的 35GW 鼓勵政策、以及完備的兩部制購電政策，與巴基斯坦、孟加拉國一起成為近年中國企業海外電力投

2、資熱點中的熱點。印度尼西亞的資源稟賦和國家政策決定了其以煤電為主的電力外資政策。近年來，中國企業越來越多地以股權投資形式參與全球新建的煤電項目，這一趨勢也導致了中國的企業與金融機構將承擔更多的來自海外煤電項目的長期風險。為中國開發商、中國債務資本和中國監管部門提供貼近現實的印度尼西亞煤電投資預測和風險分析，迫在眉睫。國際環保組織綠色和平與山西財經大學合作開展的中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究，恰逢其時，極具現實意義。該報告借鑒了國家能源局就煤電規劃建設風險預警的方法論，從裝機充裕度、煤電投資建設經濟性和資源約束三大角度展開分析。裝機充裕度是基本面：中國對印尼的火電投資已經

3、接近頂峰，難在合理判斷印度尼西亞何時會如巴基斯坦一樣面臨電力過剩。報告圍繞電力系統備用率，結合印尼實際數據進行分析，具有較好的科學性。報告針對不同地區充裕度的結論，也與不少一線開發人士認知一致。煤電投資建設經濟性是內在動力：報告沒有依賴中國國內常見的一部制電價機制，而是貼合印尼實際分析了兩部制電價下的經濟性問題，從收益率和收益率影響因素的角度撥云見日。資源約束性是風險規避指引和未來走向的重要影響因子：這個章節將是東道國、投資人、融資銀行、環境機構等利益相關方在選擇自己未來政策前關注的要點?？傮w來講，我認為報告結合了印尼電力供應商業計劃下的實際情況，考慮到了“走出去”中國企業的關注點，屬于理論結

4、合實踐的作品。報告研究方法得當，研究數據選用合理，研究結論可信度高，政策建議具操作性，是一份較好的研究報告。綠色和平此前已出具多份有影響力的報告。本報告并不限于節能減排的教條說教，而是客觀、統籌地對印尼煤電這個“不太綠色”的領域進行全面分析，從科學的分析結論間接引導務實從業者關注綠色、選擇綠色，這也是綠色和平的大智慧。電建集團國際工程有限公司投融資一部負責人 佟剛2019年9月1日54中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究 煤電投資建設經濟性分析本報告基于印度尼西亞現行的兩部制電價機制，采用內部收益率（IRR）指標對中國企業

5、和金融機構在印度尼西亞各區域投資建設煤電項目的經濟性進行評估，并在高、低兩個經濟增速情景下對 2022 年煤電項目的經濟性進行分情景預測。在高經濟增速情景下，印度尼西亞電價基本不變，煤電利用小時數呈現小幅下降。預測結果顯示，2022 年蘇門答臘和蘇拉威西地區的煤電項目內部收益率將高于 10%，但低于一般項目的內部收益率（12%）；爪哇-巴厘和加里曼丹兩大區域的內部收益率低于 10%，煤電投資的吸引力不足，利潤空間極小，不適合煤電項目投資。在低經濟增速情景下，印度尼西亞電力需求增速趨于放緩，電價有所降低，煤電利用小時數也大幅下降。與高經濟增速相比，馬魯古-巴布亞地區的電力需求降低，電力供給相對充

6、裕，投資經濟性也相應降低，投資收益率下降；蘇門答臘、加里曼丹、蘇拉威西和爪哇-巴厘四大區域的煤電項目內部收益率均低于 10%，煤電裝機相對集中，項目可投資性較弱，不適合未來煤電項目的投資。同時，本報告在假定印度尼西亞照付不議條款的剛兌被打破的情況下，對敏感性指標進行了煤電項目內部收益率的敏感性分析。結果顯示，影響印度尼西亞煤電項目內部收益率的主要敏感性指標依次為煤電項目預計年利用小時數、煤電上網電價和預計標煤價格。資源環境約束分析本報告分別從水資源、大氣污染和氣候變化三個方面分析了印度尼西亞煤電項目受到的資源環境約束。各區域面臨的水資源約束采用世界資源研究所（WRI）的基線水壓力指標進行評估；

7、大氣污染情況的評估指標為 PM2.5濃度；氣候變化采用二氧化碳排放量作為表征，使用 2006 年IPCC 國家溫室氣體清單指南提供的缺省方法進行計算。受數據可獲得性的限制，三方面評估采用的數據年份也存在差異。針對水資源、大氣污染和氣候變化三方面的評估結果如下：（1）2010 年印度尼西亞全國水資源充沛，水壓力較小，但區域分布失衡嚴重，其中爪哇-巴厘地區基線水壓力為 55%，處于高水壓力區。2020 年，爪哇-巴厘地區的基線水壓力將升高至 59%，水資源壓力較高。（2）2016 年蘇門答臘地區空氣質量最差，年平均 PM2.5濃度為 29.44g/m3，未達到世界衛生組織（WHO）國際標準的過渡

8、2 期目標。加里曼丹和爪哇-巴厘地區的年平均 PM2.5濃度優于蘇門答臘地區，但未達到過渡 3 期目標。（3）2010-2017 年，爪哇-巴厘地區的二氧化碳排放量最大，年均占全國二氧化碳排放量的 59%；蘇門答臘地區次之，年均占比為 22%。針對預警體系，本報告建立了由煤電裝機充裕度和投資建設經濟性兩個預警指標構成的印度尼西亞煤電投資建設風險預警指標體系。其中，煤電裝機充裕度預警指標體現了當地煤電裝機的冗余情況；煤電投資建設經濟性預警指標體現了建設當地自用煤電項目的經濟性，為投資建設煤電項目提供決策參考。最終風險預警結果由兩個指標的最高評級確定，以期為政策制定部門、煤電投資企業、金融機構等投

9、資者進一步優化政策和決策提供系統詳盡的評估數據支持。1 電力系統備用率為電力等效可用裝機量超過電力最大負荷需求的百分比自印度尼西亞連續實施 10GW 和 35GW 兩個電力發展計劃以來，其國內煤電裝機規?？焖偕仙?，極大地改善了印度尼西亞從上世紀末至本世紀初的大范圍缺電現象。在這一時期，中資電力企業也積極參與印度尼西亞的煤電建設，在當地投資的煤電項目裝機規模不斷擴大。截至 2018 年，仍有超過 7GW 中資電力企業參與投資的煤電項目處于簽約或在建狀態。但是，隨著印度尼西亞電力行業的飛速發展和電網覆蓋率的大幅提升，有三個問題亟需更多的關注和討論：1）印度尼西亞電力市場未來發展的規模如何；2）煤電

10、盈利空間未來走向如何，繼續投資煤電是否可以達到理想的收益率；3）在環境問題日益嚴峻的趨勢下，印度尼西亞的資源環境狀況是否允許繼續大量新建煤電項目。本報告基于上述三個問題展開分析和討論，并根據印度尼西亞電力供應商業計劃（Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，以下簡稱 RUPTL）將該國劃分為爪哇-巴厘、加里曼丹、蘇拉威西、蘇門答臘和馬魯古-巴布亞五大區域，分析了2017 年各區域煤電裝機充裕度、煤電投資建設經濟性和資源環境約束三個指標的現狀，并對 2022 年各指標的變化情況進行了高經濟增速（GDP 增速 5.9%，為情景一）和低經濟增速（GDP 增速

11、5.2%，為情景二）的分情景預測。煤電裝機充裕度分析本報告采用電力系統備用率1作為判斷各區域煤電產能是否過剩的依據。當該區域的電力系統實際備用率大于合理備用率時，即被認為產能過剩。報告在測算了 2017 年印度尼西亞五大區域電力系統備用率的基礎上，對各區域 2022 年的電力系統備用率進行了分情景預測，并做出預警分析。在高經濟增速情景下，2022 年除蘇拉威西和馬魯古-巴布亞兩大區域的實際電力系統備用率低于合理備用率外，爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇門答臘地區的實際電力系統備用率均超過合理備用率，說明在該情景下這三個區域將出現煤電產能過剩情況，過剩產能分別為 6686MW、164MW 和 128MW

12、。與 2017 年相比，五大區域的實際電力系統備用率將出現不同幅度的上升。除蘇拉威西地區增幅較小外，其余四個地區的增幅均超過 100%?？傮w來看，由于 2018-2022 年間集中落地的發電裝機量較大，電力需求又難以實現快速增長，因此，在 RUPTL 順利實施的情況下，即使印度尼西亞可以按照預期實現較快的經濟發展，2022 年爪哇-巴厘地區依然將出現嚴重的煤電產能過剩，加里曼丹和蘇門答臘地區預計將出現小幅的煤電產能過剩。在低經濟增速情景下，即印度尼西亞的經濟以相對較低的 5.2%增長時，各區域煤電產能過剩情況將進一步惡化。爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇門答臘地區的煤電過剩規模將分別擴大至 8164M

13、W、460MW 和 891MW。馬魯古-巴布亞地區也將在該情景下出現煤電產能過剩情況。執行摘要76中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究目錄前言1.印度尼西亞電力發展背景概述1.1 印度尼西亞煤炭資源狀況1.2 印度尼西亞電力建設情況2.印度尼西亞五大區域煤電投資風險評估2.1 煤電裝機充裕度分析2.1.1 煤電投資建設充裕度現狀2.1.2 煤電裝機充裕度評估方法2.1.3 煤電裝機充裕度分析2.1.4 煤電裝機充裕度預測2.2 煤電投資建設經濟性分析2.2.1 煤電投資建設經濟性現狀2.2.2 煤電投資建設經濟性評估方法2

14、.2.3 煤電投資建設經濟性分析2.2.4 煤電投資建設經濟性預測2.3 煤電投資建設資源環境約束分析2.3.1 水資源環境現狀與預測分析2.3.2 大氣污染環境現狀與分析2.3.2 二氧化碳排放現狀與分析3.印度尼西亞煤電投資建設風險預警3.1 裝機充裕度預警3.2 投資經濟性預警3.3 煤電項目投資建設風險綜合預警結果4.印度尼西亞煤電投資風險防范及應對措施附錄參考文獻免責聲明010203030405050909101212132122242425273133333334353739本報告將風險預警指標分為紅色和橙色兩個等級。紅色表示 2022 年煤電投資建設存在極高風險；橙色表示煤電投資

15、建設存在較高風險。本報告設定的煤電裝機充裕度預警標準為：橙色表示實際電力系統備用率高于合理備用率，且超出部分大于當地單臺大型煤電機組對應的系統備用率，但小于當地年用電負荷增長所需裝機對應的系統備用率；紅色表示系統實際備用率在合理備用率之上，且超出部分大于當地年用電負荷增長所需裝機對應的系統備用率。投資建設經濟性的預警標準設定為：內部收益率小于 10%為紅色，10%-12%為橙色。從綜合預警結果來看，在高經濟增速情景下，爪哇-巴厘和加里曼丹地區的綜合預警結果均為紅色，煤電投資建設風險較高，這兩個地區受各項指標的約束影響均較大。在低經濟增速情景下，蘇門答臘、爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇拉威西四大區域的

16、煤電投資建設風險較大，均為紅色預警。其中，蘇拉威西的經濟性投資風險較高經濟增速情景加劇，綜合預警結果由橙色轉為紅色；馬魯古-巴布亞地區的裝機充裕度和經濟性風險均有所加劇，綜合預警結果上升為橙色；蘇門答臘地區雖然綜合預警結果不變，但裝機充裕度和經濟性的風險均較高經濟增速情景加劇?？傮w來看，2022 年印度尼西亞的煤電投資建設存在較大風險。而除紅色和橙色預警的區域以外，投資者也需警惕其它地區未來煤電投資的潛在風險?；谝陨涎芯拷Y果，本報告提出如下政策建議：1)中國相關政府決策和管理部門應針對中國海外主要的煤電投資東道國建立煤電投資建設風險預警體系，指導和督促企業在前期投資決策方案中充分考慮可能對煤

17、電項目的長期運營造成影響的因素。同時，合理利用公共資金和政策預警體系調控對于海外高風險地區新建煤電項目的支持。2)股權投資企業應建立和完善項目長期風險評估體系，逐步提升自身對全球能源轉型、氣候變化等長期風險的意識和控制能力。3)銀行和保險公司等金融機構應提升自身對海外煤電項目長期運營市場的認識和風險評估能力，甄別高風險項目，并嚴控對高風險項目的融資或擔保。4)印度尼西亞政府應充分考慮電源建設增長過快、能源轉型和環境資源約束對煤電投資的中長期影響，及時停止審批高風險地區的新建煤電項目，并提高自身能源發展規劃能力和本國能源政策的合理性和穩定性，以實現由煤電向可再生能源的轉型。18中國海外煤電投資建

18、設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究印度尼西亞五大區域示意圖蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞圖 0.1 自二十世紀九十年代初期起，中國企業“走出去”的步伐逐漸加快，特別是由國有企業主導、技術優勢顯著的煤電行業。作為煤炭資源豐富的國家，中國的煤電行業在過去四十年內蓬勃發展，產生了一批先進的燃煤發電和末端污染物治理技術。隨著技術的成熟和經驗的不斷累積，中國煤電企業已經成為全球煤電市場的主力軍。近年來，中國與各國的電力合作不斷加強，輸出了更多的技術、設備和資本，煤電也成為了中國海外電力投資的重要組成部分。然而，面對投資東道國復雜的

19、市場環境和脆弱的自然環境，中國海外煤電投資可能面臨來自政策、環境、經濟等各方面的風險。一方面，東道國能源規劃經驗的缺乏和相對薄弱的金融支持體系成為中國海外煤電投資企業經營風險的主要原因；另一方面，受限于當地經濟社會發展水平、環境容量約束和相關的政策制度，中國企業和金融機構將面臨潛在的環境生態風險。因此，中國亟需建立一套強有力的國別風險評估和預警機制，盡早發現和規避海外煤電投資的風險。國家能源局從 2016 年起開始發布關于建立煤電規劃風險預警機制暨發布煤電規劃建設風險預警的通知，建立了針對國內煤電規劃建設的風險預警指標體系，有效地從經濟性、裝機充裕度、資源約束等角度為煤電建設如何規避潛在風險提

20、出對策。中國海外煤電投資也可以借鑒此類預警體系，幫助中國企業和金融機構識別和規避風險。中國企業在海外參與煤電項目投資的經驗已久，主要參與方式包括股權投資、金融支持、工程總承包、設備出口等。從總量來看，印度尼西亞是中國海外參與煤電項目投資最多的國家之一，同時也是東南亞最大的能源生產和消費國。因此本報告選取印度尼西亞作為國別研究對象，通過分析該投資東道國的煤電投資環境和風險，建立煤電投資風險預警體系，幫助中國企業和金融機構最大程度地規避在印度尼西亞參與煤電項目投資的潛在風險。本報告將對在印度尼西亞投資建設煤電項目的風險進行預警分析。根據印度尼西亞電力供應商業計劃，本報告將該國劃分為爪哇-巴厘、加里

21、曼丹、蘇拉威西、蘇門答臘和馬魯古-巴布亞五大區域（圖 0.1），結合各區域的經濟增長、地理特征和電力供給消費的情況，綜合評價 2022 年五大區域煤電項目投資建設可能面臨的風險，并給出煤電投資建設的綜合預警結果。該預警目標年份設定的依據主要有兩個方面：一是短期預測較長期預測更為準確，采信度高；二是中國國家能源局對國內煤電項目進行三年短期預警的模式已較為成熟，能夠為其他國家所借鑒。本報告主要從裝機充裕度、經濟性、資源約束三方面對印度尼西亞五大區域的煤電投資建設項目進行風險預測和預警研究。其中，煤電裝機充裕度指標體現了當地煤電裝機的冗余情況；煤電建設經濟性指標體現了當地煤電項目的經濟性，為投資建設

22、煤電項目提供決策參考；資源約束指標反映了在當地規劃建設煤電項目受到的資源環境影響程度。這三方面能夠較為全面地涵蓋煤電投資在經濟收益、市場空間和環境承載力等方面的風險來源。在此基礎上，本報告為中國政府部門、企業和金融機構在印度尼西亞投資建設煤電項目提出風險預警和有針對性的政策建議。前言32中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究印度尼西亞電力發展背景概述印度尼西亞是東南亞第一人口大國，人口增長率始終保持在1.31%左右，其中一半以上人口居住在西部地區。印度尼西亞擁有東南亞地區最大的電力市場1。從印度尼西亞國家建設部2017 年的

23、數據來看，目前印度尼西亞人均電力消費仍處于較低水平，約為鄰國馬來西亞的 1/4，存在較大的增長空間2。印度尼西亞煤炭產量較高，土地幅員遼闊，有良好的煤電項目建設條件。根據英國石油公司（BP）能源統計，2017 年印度尼西亞探明煤炭儲量達到 225.98 億噸，名列全球第 10位，約占全球總儲量的 2.2%。然而，由于該國煤炭產量和出口規模也十分巨大，導致煤炭儲產比僅為 49，明顯低于全球 134 的平均水平。印度尼西亞已探明的煤炭儲量主要分布在蘇門答臘和加里曼丹兩大區域，重點集中在蘇門答臘的中部和南部地區，以及加里曼丹的中部、東部和南部地區。印度尼西亞的煤礦多為露天礦，開采條件較好，商業可采儲

24、量達 44.5 億噸。煤炭多具有高水分、低灰分、低硫分、高揮發等特性，其中又以褐煤和次煙煤為主3，儲量占比分別為 58.68%和26.60%。本世紀初，印度尼西亞開始進行國內電力體制改革。但是受到國際和國內多種因素的影響，電力供給嚴重落后于電力需求，經濟發展受到限制。為走出電力不足的困境，印度尼西亞于 2006 年開始實施新的國家電力總體規劃，由印度尼西亞國家電力公司（Perusahaan Listrik Negara，以下簡稱PLN）負責制定。此后，印度尼西亞連續出臺了多個旨在增加發電裝機容量的“10GW 計劃”4。時任總統佐科 維多多于 2014 年上臺后提出了“35GW 計劃”5，即在

25、2015-2019 年間新增發電裝機 35GW。然而，過去幾年印度尼西亞的年均經濟增速未能達到 7%的目標，電力需求也未出現預計的大幅增長，“35GW 計劃”進展緩慢，預期到 2019 年末只能完成 50%，另一半將在2023-2025 年完成。因此，在 RUPTL（2018-2027）中，預計電力需求增速和計劃新增發電裝機量較 RUPTL（2017-2026）有所下調，力圖控制發電裝機規模，防止電力過剩。根據 RUPTL（2018-2027）的統計數據，截至 2017 年年底，印度尼西亞的全國發電裝機容量為 55925.96MW，預計 2022 年將達到 91588.96MW6。從地域分布來

26、看，印度尼西亞五大區域的電力發展極不平衡，爪哇-巴厘地區約占全國裝機容量的 74.2%，蘇門答臘地區占 16.7%，其余地區占 9.1%。從配套設施來看，因受到客觀地理環境的限制，印度尼西亞尚未形成統一的電網系統。除全國最大的爪哇-巴厘-馬都拉電網和正在加速建設的蘇門答臘電網以外，印度尼西亞其他地區基本為小型電網或電站孤立輻射周邊供電，整體電網系統較為落后。而“35GW 計劃”中提出的46831km 配套電網，2017 年底已完成建設并投入使用的電網為 6819km，僅占 15%，待建余量依然較大?？傮w來看，在印度尼西亞政府對電力行業的大力扶持下，全國發電裝機容量在近幾年快速增加。截至 201

27、7 年 12 月，印度尼西亞總發電裝機容量為 55925.96MW，發電量為290TWh，全國電力消費總量為 247TWh，人均電力消費量為 978.74kWh6。印度尼西亞全國范圍內的通電率為93.08%。1.1 印度尼西亞煤炭資源狀況1.2 印度尼西亞電力建設情況0154中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究印度尼西亞電力行業發展迅速，當前的電力結構以煤電為主?？稍偕茉匆运?、地熱和生物質發電為主，有少量的光伏和風電裝機，整體發展較慢。根據 PLN 年報（2017）統計，截至 2017 年 12 月底，PLN 及其子公

28、司擁有并運營的發電機組為 5389 臺，總裝機容量為 39651.79MW，其中28725.53MW（72.44%）位于爪哇-巴厘地區。各類發電機組的裝機容量分別為：蒸汽輪機19530.50MW（49.26%）、聯 合 循 環 9022.54MW（22.75%）、柴 油 3880.02MW（9.79%）、水 電 3583.15MW（9.04%）、燃 機 輪 機3075.83MW（7.76%）、地熱 550.89MW（1.39%）、太陽能和風力發電8.86MW（0.02%）。加上獨立發電站（IPP）和租賃電站裝機容量，印度尼西亞全國總發電裝機容量為55925.96MW，與2016 年12 月底相

29、比增長了2.31%。其中，IPP 和租賃電站的占比分別為 23.73%和 5.37%，PLN 的裝機份額較 2016 年有所下降，但仍高達 70.90%7。PLN 主管印度尼西亞全國的發電、電網及能源規劃，其職能與中國原國家電力公司類似。由于印度尼西亞的工業和制造業體系較為落后，成套大型電力設備均需要進口。因此，為降低建設成本，印度尼西亞逐漸放開發電市場，部分電源項目通過國際招標形式引入 IPP，IPP 生產的電力通過簽訂長期購售電協議（PPA）銷售給 PLN。雖然目前 PLN 的裝機份額降至 70.90%，但電網份額仍為 100%8。2013-2017年，印度尼西亞總發電裝機量年均增速為3.

30、58%，低于同時期的 GDP 年均增速，且除 2015 年外，總裝機容量增速均低于同期電力需求增速。在經歷了兩年較為高速的增長后，2015 年印度尼西亞全國發電裝機量開始出現階梯式下降。發電裝機容量增速的小幅下降主要有兩方面原因：一是之前兩個“10GW 計劃”已基本落地，二是 2014 年新總統佐科 維多多上臺后雖然提出了“35GW 計劃”，但由于電站建設周期較長，一般需要 3-5 年才能投入使用，因此導致 2013-2017 年全國發電裝機容量增速較低。2.1 煤電裝機充裕度分析2.1.1 煤電投資建設充裕度現狀2 評估體系參考國家能源局發布的關于建立煤電規劃風險預警機制暨發布煤電規劃建設風

31、險預警的通知印度尼西亞五大區域煤電投資風險評估本報告的第二、三章將從裝機充裕度、經濟性和資源約束三個方面2對2017 年印度尼西亞五大區域煤電投資建設風險的現狀進行分析，并預測2022 年的投資建設風險，最終形成 2022 年印度尼西亞煤電投資建設的風險預警體系。022.31%60000500004000030000200001000006%5%4%3%2%1%0%4.56%20132014裝機容量（MW）增速（%）2015201620175.22%2.40%3.42%2013-2017 年印度尼西亞電力裝機量及增速圖 2.1 數據來源：PLN 年報（2013-2017）976中國海外煤電投資

32、建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究全社會用電量（MW）增速（%）數據來源：PLN 年報（2013-2017）9從 GDP 增速來看6，由于全球經濟尚未復蘇，2015 年國際市場的持續不振影響了印度尼西亞大宗產品的出口，國內消費和外來投資增幅下降。印度尼西亞為了抑制高通脹和貨幣貶值，采取了從緊的貨幣政策，使得 2015 年的 GDP 增速下降至 4.88%。GDP 增速的下滑進而導致該國全社會用電量，特別是工業部門用電量增速出現大幅下降，2015 年全社會用電量僅增長 2.15%。2016 年 GDP 增速為 5.04%，全社會用電量增速

33、為 6.4%。2017 年 GDP 增速基本維持不變，但全社會用電量增速跌至 4.72%，說明印度尼西亞的電力消費彈性出現下降。這一現象可歸因于印度尼西亞經濟結構的變化，主要表現為商業部門對 GDP 的貢獻比率逐漸增加，而商業部門對電力的需求相對較低，工業部門在 GDP中的占比又未出現明顯上升，從而導致電力消費彈性下跌7。此外，印度尼西亞歷年 RUPTL 中的電力需求預計增速均高于實際增速，以此高估的電力需求增速為依據制定電源建設規劃，將可能導致供大于求問題的出現。4.72%2500002000001500001000005000009%8%7%6%5%4%3%2%1%0%7.76%20132

34、0142015201620175.87%2.15%6.38%2013-2017 年印度尼西亞全社會用電量及增速圖 2.2（1）五大地區電力供給情況70%60%50%40%30%20%10%0%-10%20132014爪哇-巴厘蘇拉威西蘇門答臘加里曼丹馬魯古-巴布亞全國2015201620172013-2017 年印度尼西亞五大地區電力裝機增速圖 2.3 從 2013-2017 年五大區域發電裝機容量增速上來看：爪哇-巴厘地區發電裝機量增速與全國裝機量增速變化趨勢基本一致。但具體來看，除 2013 年裝機量增速較高外，其余年份的裝機量增速均小于全國年均值，2014 年和 2017 年裝機量增速甚

35、至出現負值。這說明該區域落后機組的淘汰量略大于新增機組的投運量，致使總裝機量基本持平。在加里曼丹地區，除 2015 年裝機量增速為負值外，其余年份增速均較高，五年年均增速為 19.79%?！?0GW 計劃”的集中落地使 2014 年裝機量大幅上升，增速高達50.71%，同時也導致了 2015 年新增裝機的空白期，裝機量增速不升反降。這種狀況在 2016 年之后得到改善，2016-2017 年裝機量增速回升至高位。整體來看，在印度尼西亞政府一系列政策的傾向性引導下，加里曼丹地區的發電裝機容量得到了較大提高。蘇門答臘地區五年間的發電裝機量年均增速為 12.09%，高于全國年均增速。2013-201

36、4 年裝機量增速變化趨勢與加里曼丹地區相同，前期電站建設計劃的落地使 2014年裝機量增速處于高位，達 25.02%。由于蘇門答臘地區經濟發展繁榮，發展潛力較大，印度尼西亞國家電力公司逐漸放棄蘇門答臘-爪哇高壓直流海纜項目的規劃，主要通過在該地區增加發電裝機量來解決電力供給問題。因此，與加里曼丹不同，蘇門答臘地區的裝機量增速在 2014 年后仍保持在相對高位。馬魯古-巴布亞地區的發電裝機量在 2013-2017 年期間呈明顯上升趨勢，年均增速為 16.77%。在 2014 年出現階段性高點后，該地區裝機量增速出現小幅回落，但隨即在 2017 年回升至 26.82%，出現新高點。值得注意的是，由

37、于馬魯古-巴布亞地區的發電裝機量基數較小，因此少量新增裝機即可導致裝機增速的大幅變化。截至 2017 年，該地區的發電總裝機量仍不足 1000MW。與其他地區類似，2014 年蘇拉威西地區的發電裝機量大幅增加，增速高達 63.02%。隨后在 2015 年大幅回落，裝機增速下降至 5.25%。2016-2017 年裝機增速出現一定回升?？傮w來看，五年間蘇拉威西地區的發電裝機量年均增速達 19.85%，高于同期電力需求增速。數據來源：PLN 年報（2013-2017）898中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究（2）五大地區電力

38、需求情況14%12%10%8%6%4%2%0%201320142015201620172013-2017 年印度尼西亞五大地區電力需求增速圖 2.4 從 2013-2017 年五大區域電力需求增速上來看：爪哇-巴厘地區全社會用電量增速呈階梯狀下降趨勢。五年間該地區全社會用電量年均增速為 4.92%，低于全國全社會用電量年均增速。相較于其他四個地區，爪哇-巴厘地區的增速相對較低。具體來看，2013-2015 年該地區全社會用電量增速快速下降，并于 2015 年降至最低點，僅為 1.09%。該數值在 2016 年回升至 6.26%后，2017 年再次下降至 4.33%，主要原因有兩方面：一是全球經

39、濟形勢不佳抑制了電力需求的上漲；二是隨著爪哇-巴厘地區電力產業的快速發展，電氣化率已上升至相對高點，上漲空間有限，難以通過增加電力用戶數來提振電力需求9。加里曼丹地區五年間的全社會用電量呈下降趨勢，年均增速為 8.14%，小幅高于其他四個地區，且高于全國全社會用電量年均增速。具體來看，2014 年之后該地區全社會用電量增速保持在 6.5%左右，且在 2015-2017 三年間有加快的趨勢。這一方面得益于印度尼西亞政府對電力基礎設施的投資建設，使變電站和地區電網逐步完善，很大程度上在輸、配電方面解決了電力供給不足的現象；另一方面，該地區長期以來電氣化率不高，輸、配電方面的改善也有效地釋放了這一部

40、分需求10。同時，礦產資源的加速開發和坑口電站建設的推進也為該地區全社會用電量增速的提高做出了較大的貢獻。蘇門答臘地區五年間全社會用電量年均增速為 6.2%，高于全國全社會用電量年均增速。從絕對量來看，該地區實際全社會用電量年均增速相對較低，且增長平穩。因此，高發電裝機增速容易導致該地區出現電力供給過剩的情況。馬魯古-巴布亞地區五年間的全社會用電量年均增速為7.36%，高于全國全社會用電量年均增速。但五年間該地區全社會用電量增速快速下滑，2016-2017 年全社會用電量增速僅保持在 4.5%左右，遠低于同期裝機量增速。同時，馬魯古-巴布亞地區農業仍處于支柱地位，整體經濟水平不高，發展速度緩慢

41、，加之宗教、種族間的歷史矛盾使發展更加遲滯，地區經濟對國內生產總值的貢獻僅為2%左右。另一方面，馬魯古-巴布亞地區主要由多個小島構成，這一地理條件嚴重限制了電網建設10。以上問題的存在使該地區難以在短期內解決電力輸配端的困境，預計該地區全社會用電量增速在未來仍將處于低位。蘇拉威西地區全社會用電量年均增速為 8.08%，高于全國全社會用電量年均增速，與其他地區的全社會用電量增速相比也處于前列。然而，五年間該地區全社會用電量增速逐漸下降，在 2013 年出現高增長后，于 2014 年大幅回落。2014-2017年，除2016年增速較高（為9.57%）外，其余年份增速保持在 5.8%左右?？傮w來看，

42、除 2013 年和 2015 年裝機增速小于需求增速外，其余年份裝機增速均遠大于需求增速。按照印度尼西亞國家電力公司當前的規劃，預計 2022 年之前該地區裝機量增速將會維持在高位，在難以發現新的需求增長點的情況下，該地區可能出現電力供給過剩的情況。爪哇-巴厘蘇拉威西蘇門答臘加里曼丹馬魯古-巴布亞全國數據來源：RUPTL（2018-2027）6本報告從資源充裕度的角度，采用電力系統備用率作為判斷各地區煤電產能是否過剩的依據。當該地區電力系統備用率大于合理值時，即被認為產能過剩。本報告在計算中假設非火電能源可優先被利用，過剩產能均為煤電產能，即高出電力系統備用率合理值部分對應的煤電裝機量被認定為

43、該地區的煤電過剩產能11。煤電過剩產能計算公式如下：（2.1）其中，CE為煤電等效過剩產能，IC為各能源等效可用裝機量，MP 為電力最大負荷，RM 為電力系統合理值。各地區電力系統備用率合理值的設定方法見附錄。各地區實際電力系統備用率（RM）采用以下公式計算：（2.2）其中，各能源等效可用裝機量（IC）的計算公式為：（2.3）上式中，AC 為各能源現役裝機量，DC 為各能源容量貢獻因子，OD 和 RE 分別為跨省外送和接收電力?？紤]到印度尼西亞電網發展水平落后，各地區間電力輸送極少，因此本報告在計算中忽略了跨地區輸送電力情況。各能源類型的容量貢獻因子如表 2.1 所示。需要指出的是，關于各類能

44、源對最大負荷的貢獻因子，國際上尚無統一標準，印度尼西亞也缺乏相關研究文獻。在本報告的分析中，考慮到印度尼西亞機組可靠性較低，因此將機組可用率折減 5%。風電和光伏的貢獻因子一直備受爭議，美國 PJM 電力市場在進行資源充裕性評估時，給風電和光伏貢獻因子的賦值分別為 15%和 40%（固定式地面光伏）到 60%（跟蹤式地面光伏）。本報告出于對穩健性的考量，分別取 10%和 25%12。由于印度尼西亞的水電占比不高，且現有水電裝機容量普遍較低，結合有關行業專家的意見，本報告將水電貢獻因子的賦值設定為 25%。2.1.2 煤電裝機充裕度評估方法ICMPCE=IC-MP(1+RM)RM=-1IC=AC

45、DC OD/RE能源類型煤電水電風電光伏發電非煤炭火電容量貢獻因子85%25%10%25%85%表 2.1-各能源容量貢獻因子地區實際備用率合理備用率3蘇門答臘40.94%80%爪哇-巴厘14.70%15%加里曼丹49.66%80%蘇拉威西28.26%60%馬魯古-巴布亞28.02%75%表 2.2-2017 年印度尼西亞五大地區電力系統合理備用率本報告利用電力平衡對各地區發電裝機充裕度進行計算。由于不同發電能源的利用小時數不同，因此不同發電能源單位裝機容量的發電效力也有所差別。在各類發電能源利用小時數比例無大幅波動的前提下，為便于研究電力供應能力，本報告在計算時將各能源類型的發電裝機容量折合

46、成等效煤電裝機量13。2017 年印度尼西亞五大區域電力系統備用率計算結果如表 2.2 所示。2.1.3 煤電裝機充裕度分析3 合理備用率計算方法見附錄1110中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究總體來看，由于電網建設、地理環境、經濟發展等因素的不同，印度尼西亞不同地區的實際電力系統備用率存在較大差異。從絕對值來看，2017 年爪哇-巴厘地區的實際電力系統備用率最低，為 14.70%，其余四大區域的實際電力系統備用率均較高，其中加里曼丹地區的實際電力備用率最高，為 49.66%。從相對值來看，爪哇-巴厘地區的實際電力系統備

47、用率雖然較低，但與合理備用率已經極為接近。由于其電網相對完善，裝機結構相對合理，因此現有裝機規模完全可以保證對該地區的電力供應。如果未來繼續按照規劃在該地區增加裝機量，將很可能面臨過剩風險。馬魯古-巴布亞、蘇門答臘、加里曼丹和蘇拉威西地區雖然實際備用率較高，但均遠低于其合理備用率，仍存在一定的投資空間。但考慮到資源約束逐漸收緊，環境形勢日益嚴峻，未來新增投資應優先以清潔能源替代煤電機組。印度尼西亞 2022 年煤電裝機充裕度的預測與現狀分析的方法論相同，公式中各變量以 2022 年預測數值代入。針對 2022 年各地區的電力最大負荷需求，本報告根據 2018-2022 年各區域 GDP 增速和

48、電力消費彈性系數計算出電力消費增速，并假設同期電力最大負荷需求增速與電力消費增速相同。本報告將對 2018-2022 年的 GDP 增速進行分情景研究，各區域電力消費彈性采用 2013-2017 年各區域電力消費彈性均值作為近似值。2013-2017 年分區域電力消費彈性如表 2.3 所示。在裝機容量方面，雖然印度尼西亞政府 2014 年提出的“35GW 計劃”由于經濟增速與電力需求增速不及預期而進展緩慢14，但 2018-2022 年間仍有大量電站處于在建或規劃狀態。根據 RUPTL（2018-2027），2018-2022 年印度尼西亞將新增 35663MW 發電裝機，分區域新增裝機量如圖

49、 2.5 所示。在當前政策背景下，預計 2022 年全國發電裝機容量將達到 91588.96MW。2.1.4 煤電裝機充裕度預測蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞952419661276726201091圖 2.5 為了評估印度尼西亞未來的電力供求狀況，本報告在其國家發展計劃部所預計的 GDP 增速的基礎上，設定了高、低兩種電力需求增長情景，以探討不同經濟發展速度下印度尼西亞全國及各地區的電力產業發展狀況。具體情景設定如下：情景一：假設 2018-2022 年印度尼西亞 GDP 增速與印度尼西亞國家發展計劃部預計的 GDP 年均增速相同，即年均增速為 5.9%，各區域 GDP 增

50、速也與預計相同。需要注意的是，印度尼西亞國家發展計劃部預測的增速是基于對世界經濟復蘇的樂觀預期，即大宗商品價格穩步上漲、國際貿易增速提高、企業和消費者信心逐漸增強。情景二：假設印度尼西亞 GDP 增速難以達到其國家發展計劃部的預測值4，即世界經濟復蘇較為平穩，印度尼西亞2018-2022年的GDP年均增速僅略高于2018年GDP增速，為 5.2%，并以此為依據對各區域 2018-2022 年 GDP 年均增速進行下調?；谏鲜黾僭O，本報告分情景計算了 2022 年印度尼西亞全國及各地區發電裝機容量的系統備用率情況，結果如表2.4 所示。情景一中，除蘇拉威西和馬魯古-巴布亞地區的實際電力系統備用

51、率仍低于合理備用率外，爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇門答臘三大區域的實際電力系統備用率均超過合理備用率，說明在該情景下這三個地區在 2022 年將出現煤電產能過剩情況，過剩產能分別為 6686MW、164MW 和 128MW。與 2017 年相比，2022 年五大區域的實際電力系統備用率均出現不同幅度的上升，除蘇拉威西地區增幅較小外，其余四個地區增幅均較大，甚至超過 100%?？傮w來看，由于2018-2022 年間集中落地的發電裝機量較大，電力需求又難以實現快速增長，因此，在印度尼西亞電力供應商業計劃順利實施的情況下，即使印度尼西亞可以按照預期實現較快的經濟發展，爪哇-巴厘地區也將在 2022 年出

52、現較嚴重的產能過剩，蘇門答臘和加里曼丹地區預計將出現小幅的煤電產能過剩。情景二中，即當印度尼西亞的經濟以相對較低的 5.2%增長時，其電力過剩情況將進一步惡化。與情景一相比，除蘇拉威西地區電力系統備用率處于合理水平外，其余四大區域在該情景下均出現不同程度的煤電過剩情況。馬魯古-巴布亞地區預計將出現 60MW 的煤電過剩產能。爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇門答臘地區的煤電過剩規模將進一步加大，分別擴大至 8164MW、460MW 和 891MW?？傮w來看，2018-2022 年的 GDP 年均增速與 2022 年印度尼西亞煤電產能過剩情況呈現負相關，且不同區域煤電過剩程度差別較大。雖然每年新發布的 R

53、UPTL 中均對電力需求增速進行了一定下調，但顯然仍存在一定的高估。若印度尼西亞仍按目前電力供應商業計劃新增產能，且經濟增速沒有出現起飛式增長，預計 2022 年煤電產能過剩問題將會在爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇門答臘地區進一步加劇，甚至將可能出現在馬魯古-巴布亞地區。地區情景一情景二蘇門答臘5.94%5.24%爪哇-巴厘5.48%4.77%加里曼丹5.06%4.34%蘇拉威西6.64%5.96%馬魯古-巴布亞6.68%6.00%全國5.90%5.20%表 2.4-印度尼西亞 2018-2022 年各地區年均 GDP 增速地區情景一情景二合理備用率5蘇門答臘81.76%88.56%80%爪哇-巴厘

54、31.69%36.07%15%加里曼丹90.30%100.82%80%蘇拉威西29.52%36.02%60%馬魯古-巴布亞72.50%80.46%75%表 2.5-印度尼西亞 2022 年各地區電力系統備用容量預測4 歷史數據顯示15，以往印度尼西亞國家發展計劃部所預測的 GDP 增速一般會比實際增速高 1%左右，預測誤差較大。5 合理備用率的預測方法見附錄。地區蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞電力消費彈性1.220.961.591.581.44表 2.3-分區域電力消費彈性1312中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼

55、西亞國別研究作為東南亞第一大經濟體，印度尼西亞經濟發展迅速，國內生產總值穩健上升，近幾年年均增速為 5%左右15，在吸引外資企業投資方面具有得天獨厚的優勢。同時，印度尼西亞是世界第四人口大國，近十年的人口增長率維持在 1.30%左右。其中，2017年人口數為2.66億，占全世界人口的3.5%。印度尼西亞資源豐富、市場廣闊，近年來政局穩定、法律體系日漸完善，吸引了眾多的外商投資者。自 2008 年國際金融危機以來，印度尼西亞外商投資增速保持在年均 13%以上16?！?5GW 計劃”的推出引起了全球眾多大型電力企業的密切關注，積極參與印度尼西亞的電力市場開發。截至目前，直接參與印度尼西亞能源項目投

56、資的中資企業包括華電集團、大唐集團、原神華集團、中國電力建設集團、中國能源建設集團等，開發側重點為燃煤、燃機等火電項目。此外，中國機械進出口公司、山東電建、中國成達等若干電建單位還參與了印度尼西亞電力工程總承包（EPC）項目。除中資企業外，日本三菱、丸紅、三井等企業也在跟進大型燃煤、燃機項目的開發工作，法國電力集團和法國燃機集團對燃機等能源項目也給予了密切關注，并積極跟進17。過去幾年，印度尼西亞的人口和國內生產總值大體上呈現持續增長的趨勢。2007-2017 年間印度尼西亞人口持續增長，對電力的需求量也日趨旺盛。在此期間，印度尼西亞的人口增速保持著較為穩定且緩慢下降趨勢（圖 2.6）。而 2

57、007-2011 年間，印度尼西亞國內生產總值呈現出顯著增長趨勢，經濟發展迅猛，增速波動較大。2012-2017 年間，受國內外因素影響，印度尼西亞國內生產總值在小幅下降之后恢復穩步增長趨勢，期間小幅波動，經濟增速略有放緩（圖 2.7）。2.2 煤電投資建設經濟性分析2.2.1 煤電投資建設經濟性現狀2700026500260002550025000245002400023500230002250022000215001.60%1.40%1.20%1.00%0.80%0.60%0.40%0.20%0.00%20072010200820112009201220132014人口（萬人）增速(%)2

58、015201620172007-2017 年印度尼西亞人口增長情況圖 2.6 數據來源：全球宏觀經濟數據平臺181200010000800060004000200007.00%6.00%5.00%4.00%3.00%2.00%1.00%0.00%20072010200820112009201220132014國內生產總值（億美元）增速(%)2015201620172007-2017 年印度尼西亞國內生產總值情況圖 2.7 數據來源：全球宏觀經濟數據平臺19印度尼西亞通過 PLN 對全國電力行業實施管理。根據 1985年第 15 號法令和實施條例，PLN 是印度尼西亞政府指定的擁有電力控制權的國

59、有企業，并將長期保持其市場壟斷地位，獨立經營全國的輸變電業務，也是唯一向最終消費者（無論個人或企業）售電的企業。所有 IPP 只能將電力銷售給 PLN，PLN 在其特許領域內有保障電力供應的業務，因此需要與 PLN 簽訂 PPA。IPP 的收益很大程度上通過 PPA擔保來實現，其中的“照付不議”協定是所有條款中的核心，該協定為售電方提供了與購電方需求無關的、有保障的收入現金流，吸引了很多電力企業的投資。本報告將采用內部收益率（IRR）作為衡量指標，對中國企業和金融機構在印度尼西亞五大區域投資建設煤電項目的經濟性進行研究，并基于不同情景對 2022 年的預期內部收益率進行預測。內部收益率表示一筆

60、項目投資預期達到的報酬率，其優點是能夠將項目運行期內的收益與其投資總額相聯系，同時便于與同行業基準投資收益率對比，從而確定該項目是否值得投資建設。測算印度尼西亞投資建設煤電項目內部收益率的方法為：（2.4）其中，NPV 表示項目的凈現值，為一筆項目投資所產生的未來現金流的折現值（現金流入）與項目投資成本（現金流出）之間的差值，反映項目投資的獲利能力。凈現值為零時的折現率即為項目的內部收益率。一般情況下，內部收益率大于等于基準收益率即表示該項目可行。A 表示煤電項目的容量收入，為容量電價所對應的發電收入。容量電價是指買賣雙方以約定的電廠可靠凈容量作為計算依據，由售電方與購電方簽訂購電協議，確定電

61、廠的發電能力，定期固定收取的電費。容量電價主要反映以投資成本為主的固定成本，按政府核準的電價執行。容量電價實質是對發電機組能夠向電網提供發電的能力付費，因此容量電費的結算與發電機組的可用率密切相關。Pd表示電量電價，是指按發電企業實際發生交易的上網電量計費的電價，反映了煤電項目維護運營成本，主要包含項目運維期間的各項成本如可變運營維護成本和標煤價格（Pca）、機組發電煤耗（Rca）等燃料成本。2.2.2 煤電投資建設經濟性評估方法NPV=t=0(A+PdC)-COt(1+IRR)-t=0 n1514中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼

62、西亞國別研究C 表示發電量，為項目實際年利用小時數（Tv）和裝機量的乘積。需要說明的是，現金流入的計算是通過電廠的上網電價（P）與發電量相乘得到的，但為了體現印度尼西亞兩部制電價的思想，本報告將內部收益率計算公式拆分為容量收入與電量收入兩部分。發電企業與印尼電力公司通過談判確定的容量電價與電量電價相加即為電廠的上網電價，之后再通過發電量來計算電廠的收入。CO 表示現金流出，包括固定資產投資、流動資產投資、所得稅等內容，計算時涉及單位千瓦動態投資（CE）、折舊率（kzj）、貸款占比（r）、貸款利率（kll）等參數。本報告采用上述經濟指標的 2012-2017 年印度尼西亞五大區域數據和 2018

63、-2022 年的預測數據對印度尼西亞五大區域的煤電項目投資建設內部收益率進行計算。計算中涉及的部分參數的詳細說明如下：（1）煤電項目上網電價（記為 P，不含稅價格，單位為“元/千瓦時”）表示印度尼西亞國家電網購買發電企業的電力和電量在發電企業接入主網架的計量價格。本報告采用印度尼西亞 Power in Indonesia:Aksin(PLN)報告20中關于電力供應成本（Biaya Pokok Pembangkitan，BPP）電價政策下的分地區上網電價。具體上網電價統計見圖 2.8。指標名稱指標代碼指標單位凈現值NPV元煤電項目的容量收入A元電量電價Pd元/千瓦時發電量C千瓦時現金流出CO元煤

64、電項目上網電價 P元/千瓦時單位千瓦動態投資CE元/千瓦預計的年利用小時數Tv小時折舊率kzj%貸款占總投資的比例r%貸款利率kll%機組發電煤耗Rca克標煤/千瓦預計標煤價格（含稅）Pca元/噸蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞0.430.480.430.480.480.320.330.360.360.36橙色數據表示非坑口煤電項目上網電價（含關稅）紅色數據表示坑口煤電項目上網電價（含關稅）2017 年 BPP 電價政策下的分地區上網電價圖 2.8 數據來源：Power in Indonesia20表 2.6-煤電建設經濟性預警指標以上數據根據印度尼西亞 BPP 政策的五部分電

65、價統計所得（表2.7）。2017年，印度尼西亞能源和礦產資源部（MEMR）針對 PLN 的購電價（簡稱上網電價）出臺了新規，依據不同參數對坑口煤電站、非坑口煤電廠、燃機電廠、微型燃機電廠以及水電廠等不同能源類型和裝機規模的上網電價出臺了最高限價?；谟《饶嵛鱽唭刹恐齐妰r的市場規范，上網電價主要包括容量電價和電量電價兩部分。容量電價以區域電力市場或電力調度交易中心范圍內參與競爭的各類發電機組平均投資成本為基礎制定，主要用于核算成本，確定以及固定未來幾十年的預期收益率。其電能成本主要包括自有資金回報、貸款回報、折舊、固定成本、人工成本等部分，是與 PLN 談判煤電項目投資的關鍵指標。電量電價主要由

66、維護運營期間的各項成本諸如可變運營維護成本和煤價、煤耗等燃料成本形成，其中煤炭成本目前由 PLN 承擔，因此不影響項目投資人的收益率和投資決策21。但如果未來照付不議的剛兌被打破，燃料成本提高和利用小時降低的風險也將由項目投資人承擔。印度尼西亞政府雖然針對不同能源類型、不同裝機規模出臺了不同的上網電價最高限價令，但并不存在與中國類似的“標桿電價”。IPP 電站項目的電價主要由投資方根據建設運營成本和投資回報預測來報價，經過與不同投標方的競爭最終中標后，與 PLN 簽署購售電協議，確定經營期的上網電價。因此，每個 IPP 項目的電價水平會因投資方的不同、造價水平的不同而有所差異，最終上網電價以雙

67、方購售電協議約定為準。電價組成部分電價組成細分名稱涵義容量電價A 部分（電站）單位資本成本回報（CCR）在整個運營期內，對電站而言，平均到單位千瓦的年固定資本成本收益率，單位為“印尼盾/千瓦年”B 部分單位固定運維成本（FOMR）在整個商業運營期內，對電站而言，平均到單位千瓦的年固定運維成本收益率，單位為“印尼盾/千瓦年”電量電價C 部分度電煤價（ECR）計費期內的度電煤價，單位為“印尼盾/千瓦時”D 部分度電變動運維成本（VOMR）計費期內的度電變動運行維護成本收益率，單位為“印尼盾/千瓦年”補充電價E 部分（送出線路）單位資本成本回報（CCRT）在整個商業運營期內，對送出線路而言，平均到單

68、位千瓦的年固定資本成本收益率，單位為“印尼盾/千瓦年”表 2.7-印度尼西亞燃煤 BOT 項目電價構成71716中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究項目名稱裝機容量（萬千瓦）類型分布位置單位千瓦動態投資（元/千瓦）Jawa-9&10200Coal-firedBanten10647Meulaboh-3&440Coal-firedAceh8505Sumut-260Coal-firedNorth Sumatera9450Kalbar-220Coal-firedWest Kalimantan9450Sumbagsel-130Coa

69、l-firedSouthern Sumatera9450Sulbagut-310Coal-firedNorthern Sulawesi9450Jawa-6200Coal-firedWest Java2363Jambi I60CMMJambi9450Kaltim-520CMMEast Kalimantan9450Kalselteng-320CMMSouth/Central 9450Kaltim-320CMMEast Kalimantan9450Kaltim-620CMMEast Kalimantan9450Sumsel-660CMMSouth Sumatera9450Riau-160CMMRia

70、u9450Jambi II60CMMJambi9450Kalselteng-420CMMSouth/Central 9450Kalselteng-520CMMSouth/Central 9450Jawa 7200Coal-firedBanten5935（2）單位千瓦動態投資（記為 CE，單位為“元/千瓦”）表示電站建設每千瓦裝機所需的資金，由投資總額與裝機容量相除計算得出。本報告使用的指標數據基于具體電站項目計算，并按項目所在地區進行劃分。計算中涉及的項目分布于四大區域，包括爪哇-巴厘、加里曼丹、蘇拉威西和蘇門答臘地區的燃煤（Coal-fired）和坑口燃煤（CMM）發電項目，缺少馬魯古-巴布

71、亞地區的煤電項目數據（表 2.8）。表 2.8-印度尼西亞項目單位千瓦動態投資數據來源：PwC Power in Indonesia Investment and Taxation Guide22；新浪財經新聞23（3）預計年利用小時數（記為Tv，單位為“小時”）表示發電機組在1年內平均滿負荷運的時間。電力行業是投資密集型的產業，扣除設備檢修等必要的停機時間，發電小時數越高，設備所創造的經濟價值越高。本報告以印度尼西亞能源和礦產資源部發布的分地區官方數據為參考數據，用于指標預測。計算公式如下：發電設備年均利用小時=報告期發電量/報告期的年均發電設備容量 （2.5）（4）貸款利率（記為 kll，

72、單位為“%”）表示借款期限內利息數額與本金額的比例，根據國內電力企業如中國神華國華電力以及部分日本企業在印度尼西亞投資項目數據匯總后得到參考值，預計貸款利率為 6.46%（表 2.11）。年份200720082009201020112012201320142015利用小時數737570147237685855255450538354975394地區發電裝機容量（兆瓦）發電量（吉瓦時）年利用小時數（小時）蘇門答臘5776.72327485669爪哇-巴厘32047.361696635294加里曼丹1568.8480285119蘇拉威西1603.7594395888馬魯古-巴布亞351.37215

73、76145項目名稱總成本發電量（吉瓦時）年利用小時數（小時）貸款與權益的比值利率神華國華電站331231.799.3233%NA爪哇 7 號電站NANANANA6 個月期倫敦銀行間同業拆借利率+3%PwC 調查電站的加權平均值NANANA76%6.46%表 2.9-印度尼西亞全國煤電利用小時數表 2.10-2017 年印度尼西亞電平衡表表 2.11-印度尼西亞煤電投資項目的貸款利率數據來源：RUPTL（2018-2027）6數據來源：PLN 年報（2017）24數據來源：證券時報25；PWC Alternating Currents:Indonesian Power Industry Surv

74、ey 201826；中國網271918中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究（5）機組發電煤耗（記為 Rca，單位為“克標煤/千瓦時”）表示燃煤電站每發 1 度電所需要消耗的煤量。由于不同項目生產用煤差異較大，為便于計算與比較，本報告將樣本用煤統一折算為標準煤。發電煤耗數據采用典型常規燃煤發電機組供電煤耗的參考值。項目發電量（萬千瓦時）運行時間（小時）平均負荷（兆瓦）機組負荷系數（%）發電煤耗（克標煤/千瓦時）印度尼西亞煤1875.8572260.0578.80306.72國產煤1895.8572263.3179.79308

75、.31差額-20.000-3.26-0.99-1.59機組類型新建機組設計供電煤耗（克標煤/千瓦時）現役機組生產供電煤耗平均水平先進水平100 萬千瓦級超超臨界濕冷282290285空冷29931730260 萬千瓦級超超臨界濕冷285298290空冷30231530760 萬千瓦級超臨界濕冷303306297空冷32032531760 萬千瓦級亞臨界濕冷-320315空冷-33733230 萬千瓦級超臨界濕冷310318313空冷32733833530 萬千瓦級亞臨界濕冷-330320空冷-347337數據來源：煤電節能減排升級與改造行動計劃（20142020 年）29表 2.12-機組燃用

76、印度尼西亞煤與國產煤能耗指標比較28表 2.13-典型常規燃煤發電機組供電煤耗參考值（6）預計標煤價格（記為 Pca，含稅價格，單位為“元/噸”）。該指標采用 2012-2018 年 Indonesia Investment Coal Price 公布的印度尼西亞動力煤月度數據，并將動力煤價格統一折算為標準煤價格。同時，參照近 3 年中國電煤價格指數對數據進行加權處理，權重由近及遠分別取 0.5、0.3和 0.2?？紤]到 2016 年煤價的異常波動，并綜合其他機構及學者對未來煤價走勢的判斷，本報告適當加重了 2016 年第四季度煤價在 2016 年全年均價中的計算權重。標煤價格的計算方法如下：

77、（2.6）30其中，UCSC 表示標煤單價，為能夠產生等量熱值的動力煤價格；UCRA 表示動力煤單價，ECSC 表示能源折標準煤系數，ACES 表示動力煤實際熱值6，單位為 Kcal/kg。標煤價格的計算結果表明，印度尼西亞的煤價存在一定的季節性特征。在某些季節如春冬季，標煤價格較高。如圖2.9 所示，2012-2018 年印度尼西亞的煤炭價格平均水平在320-450 元/噸之間。在后文的經濟性評估和預測中，我們將以該區間作為參考進行經濟性分析。值得注意的是，計算所得的標煤價格為印度尼西亞標準下能夠產生等量熱值的動力煤價格，與低位熱值的動力煤相比價格更低，經濟性評估和預測結果將較為保守。700

78、6005004003002001000標煤價格元/噸1356248710119122012201320142015201620172018印度尼西亞 2012-2018 年標煤價格圖 2.9 數據來源：Indonesia Investment Coal Price31UCSC=UCRAECSCECSC=ACES/70006 在計算中，根據當前動力煤價格指代的燃煤熱值，即 HBA 指數下月度平均價格，以及熱值高位收到基 6322 大卡的指標基準，全水 8%，灰分 15%，硫份 0.8%，得出能源標準煤系數為 0.9，從而在 1：6.5 的美元匯率換算下得出當前標煤價格。2120中國海外煤電投資建

79、設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究（7）其它可變運維成本。印度尼西亞實行土地私有，外國人或外國公司在印度尼西亞都不能擁有土地，但外商直接投資企業可以擁有以下 3 種受限制的權力：建筑權，允許在土地上建筑并擁有該建筑物 30 年，如有需要，可再向印度尼西亞投資協調委員會（BKPM）申請批準，延期 20 年；使用權，允許為特定目的使用土地 25 年，期滿后可以再延期20 年；開發權，允許為多種目的開發土地，如農業、漁業和畜牧業，試用期 35 年，期滿后可再延長 25 年。印度尼西亞的土地獲得（承租或購買）較為容易，土地價格會根據所在區域基礎設

80、施的完善性、治安條件的優劣性等因素存在較大差異。印度尼西亞中央銀行的調查結果顯示，雅加達市區的工業用地平均價格約為330美元/平方米，茂物、勿加西和加拉橫等工業區用地平均價格為190美元/平方米，其他城市如棉蘭、三寶壟和日惹的工業用地平均價格則相對較低。部分工業地塊出售價格更高，如雅加達東部的布洛卡棟（Pulogadung）工業園，土地價格高達 630 美元/平方米。由此可見，目前印度尼西亞的工業用地價格已經高于其他的東南亞國家（泰國曼谷 119 美元/平方米，菲律賓馬尼拉 52-102 美元/平方米，馬來西亞吉隆坡 20-25 美元/平方米），一定程度上將降低外企到印度尼西亞投資煤電項目的吸

81、引力。作為高耗水行業，煤電行業的運維成本受到當地水價的影響。水價與國家的經濟發展水平、水資源賦存狀況以及社會制度關系密切。如表 2.14 所示，2017 年雅加達的工業企業用水量在 10 立方米內，水價為 4900 印尼盾/立方米（2.42 元/立方米）；用水量在 11-20 立方米內，水價為 6000 印尼盾/立方米（2.96 元/立方米）；用水量超過 20 立方米，水價為 7450 印尼盾/立方米（3.67 元/立方米）。2017年北京的工業用水水價為9.2元/立方米（其中水費4.20元，水資源費 2.30 元，污水處理費 3 元），相比而言，印度尼西亞的用水成本相對較低，水價對煤電企業的

82、約束相對較小。用戶類型價格（印尼盾/立方米）0-10m311-20m3 20m3105010501050105010501575355047005500490060007450682581509800125501255012550146501465014650：為宗教場所；：政府、醫院；：居民住宅；：工業企業；：外交使團；：星級酒店；：特別用途資料來源：中國駐印地尼西亞使館經商參處表 2.14-2017 年雅加達用水價格上述敏感系數分析表明，在影響煤電項目投資收益率的諸多因素中，最敏感的是年預計利用小時數，其次是煤電上網電價，標煤價格的敏感程度相對較弱?；谏鲜鲋笜撕蛿祿?，本報告將代入合理的預

83、測數據和固定參數，測算出印度尼西亞五大區域煤電項目的預期內部收益率，并分情景對 2022 年印度尼西亞投資建設煤電項目的經濟性進行預測評估。煤電上網電價 P 采用年度分行業數據，通過行業匯總取均值選出五大區域的參考性電價，并對全國上網電價進行整體性評估，電價范圍為 0.37-0.42 元/千瓦時。機組發電煤耗Rca根據典型常規煤發電機組供電煤耗參考值和現有案例，按機組類型選取平均水平數值。預計標煤價格 Pca分別選取近兩年標煤價格變動的平均低值和高值，按照美元兌人民幣1：6.5的匯率進行折算后分別得到320元/噸和450元/噸。預計的年利用小時數 Tv參考印度尼西亞年利用小時數進行估算，估算范

84、圍為 5300-6200 小時。單位千瓦動態投資 CE通過調研印度尼西亞現有煤電項目進行取值，大部分地區為9450 元/千瓦時，爪哇-巴厘地區發展較好，約為 9700元/千瓦時。除以上指標外，其余指標的基礎評估數據均來自國內煤電企業及其項目，其中折舊率 kzj按照 16 年折舊年限，取 6.25%；電力項目貸款占總投資的比例 r 取官方數值80%；貸款利率 kll的取值參考國內各大銀行對國外項目投資所提供的官方貸款利率，為 6.46%。2018 年印度尼西亞 GDP 增速為 5.2%，該增速下大宗商品價格穩步上漲，國際貿易增速提高，企業和消費者信心逐漸增強。因此，煤電項目內部收益率與 GDP

85、增速相關。2018-2019 年印度尼西亞五大區域煤電項目內部收益率計算結果如表 2.15 所示。根據壓力測試研究法32，本報告將結合電力需求的不確定性，在假定印度尼西亞照付不議條款的剛兌被打破的情況下，對印度尼西亞煤電項目內部收益率進行敏感性分析。分析的敏感性指標包括煤電項目上網電價、預計標煤價格和預計的年利用小時數，并將對應的 IRR 結果與表 2.15 中的全國 IRR 基準值，即 12.44%進行對比，分析其變動幅度。2.2.3 煤電投資建設經濟性分析地區上網電價P（元/千瓦時）機組發電煤耗Rca（克標準煤/千瓦時）預計標煤價格Pca（元/噸）預計的年利用小時數Tv（小時）單位千瓦動態

86、投資CE（元/千瓦）內部收益率 IRR蘇門答臘0.35/0.39320320/4505669945010.32%-10.88%爪哇-巴厘0.36/0.40320320/450540097009.27%-9.78%加里曼丹0.38/0.40320380/450530094509.44%-9.9%蘇拉威西0.38/0.40320380/4505600945011.22%-11.72%馬魯古-巴布亞0.39/0.41325380/4505900945014.14%-14.75%全國0.38/0.41320350/4505500945011.90%-12.44%敏感性因素變動幅度IRRIRR 的變動幅

87、度電價上漲 5%14.98%提高 20%煤價上漲 20%9.39%降低 25%年利用小時數增加 20%19.92%提高 60%表 2.15-2018-2019 年印度尼西亞煤電項目投資內部收益率表表 2.16-敏感性分析結果2322中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究近年來，印度尼西亞的投資環境得到改善，國內經濟增長速度加快，基本保持在 5%左右。人口規模的擴大推動了電氣化水平的提高，電力需求持續增加。煤電在印度尼西亞電力供應商業計劃中占有較大比重，未來仍存在一定發展空間，但同時也面臨著很大挑戰。一方面，面對實現能源結構調

88、整目標的壓力，印度尼西亞將大力發展可再生能源，優化電力結構。2019 年，印度尼西亞可再生能源僅占全國能源結構的 11.4%，與政府設定的 2025 年可再生能源占比 23%的目標相差較遠。相比RUPTL2018-2027 的電力需求預測，RUPTL2019-2028 中電力需求增速從 6.86%下調到 6.42%。2019-2028 年，印度尼西亞電力預計新增裝機為 56.4GW，可再生能源在電力新增裝機總量的占比將達到 30%33。另一方面，印度尼西亞從自身情況考慮出臺了PPA新規34遇政策或監管等不可抗力，PLN 無需承擔“照付不議”責任，可重新協商調整PPA，這無疑會使IPP項目風險進

89、一步加大，電力行業投資的吸引力也會有所降低。此外，印度尼西亞的最高限價政策規定，以全國平均水平的 85%或地區供電成本（BPP）作為新項目的限價門檻，這將使部分 IPP 項目的經濟性進一步惡化。面對可再生能源的發展和“照付不議”條款取消的風險，印度尼西亞煤電項目的利用小時數與上網電價均會趨于降低。此外，印度尼西亞煤炭資源分布不均，資源豐富的地區燃煤發電成本相對較低，隨著燃煤發電規模的進一步擴大，將會面臨因區域電力發展失衡所導致的區域性過剩風險?；诖?，本報告設置如下兩種情景進行分析：在情景一中，印度尼西亞電價基本不變，煤電利用小時數下降幅度較小。設定 2018-2022 年印度尼西亞 GDP

90、年均增速為 5.9%，與印度尼西亞國家發展計劃部所預計的 GDP 年均增速相同。同時設定預計標煤價格保持在 320-450 元/噸區間范圍內。此情景下，2022 年印度尼西亞不同區域的煤電投資收益差異明顯。其中，爪哇-巴厘和加里曼丹兩大區域的煤電項目內部收益率相對較低，電力項目投資性較弱，這與其煤電裝機量大、電力系統充裕度較高有關。2.2.4 煤電投資建設經濟性預測地區上網電價P（元/千瓦時）機組發電煤耗Rca（克標準煤/千瓦時）預計標煤價格Pca（元/噸）預計的年利用小時數Tv（小時）單位千瓦動態投資CE（元/千瓦）內部收益率 IRR蘇門答臘0.35/0.39320320/450556994

91、509.75%-10.3%爪哇-巴厘0.36/0.40320320/450530397008.72%-9.22%加里曼丹0.38/0.40320380/450514094508.51%-8.95%蘇拉威西0.38/0.40320380/4505500945010.62%-11.11%馬魯古-巴布亞0.39/0.41325380/4505678945012.71%-13.29%全國0.38/0.41320350/4505400945011.27%-11.79%表 2.17-2022 年印度尼西亞煤電項目預期內部收益率測算表（情景一）在情景二中，印度尼西亞電力需求增速趨于放緩，電價有所降低，煤電利

92、用小時數也大幅下降。設定 2018-2022 年印度尼西亞GDP年均增速為5.2%，略高于2018年GDP增速，但未達到國家發展計劃部的預測值。同時設定預計標煤價格保持在 320-450 元/噸區間范圍內。在此情景下，印度尼西亞煤電投資的經濟性處于較差水平。與高經濟增速相比，各地區的電力需求降低，電力供給相對充裕，煤電投資的經濟性相應降低，投資內部收益率下降，僅馬魯古-巴布亞地區能獲得一定的收益，其余四個地區由于煤電裝機相對集中，電氣化率相對較高，因此內部收益率相對較低，投資空間相對較小?？傮w來看，在高經濟增速情景下，2022 年印度尼西亞煤電市場仍存在部分利潤空間。但是，隨著煤電投資項目的增

93、加，印度尼西亞煤電市場發展空間會逐漸縮小，部分地區將接近或處于煤電建設飽和狀態。以爪哇-巴厘和加里曼丹為例，前者電力項目發展快速，電站集中，經濟性層面的投資可能性弱；后者電力需求難以在短時間內提升，不適合煤電項目的持續投資。與高經濟增速相比，低經濟增速情景下馬魯古-巴布亞地區的煤電投資經濟性降低，投資收益率下降；蘇門答臘、加里曼丹、蘇拉威西和爪哇-巴厘四個地區的煤電項目內部收益率均較低，煤電裝機量大，電力項目的可投資性較弱，不適合未來煤電項目的投資。綜上所述，在兩種情景下，爪哇-巴厘和加里曼丹兩大區域均存在煤電項目投資風險，未來存在虧損可能。蘇門答臘在兩種情景下的內部收益率相對較低，煤電投資建

94、設存在風險。蘇拉威西在經濟高速發展的情景下內部收益率較高，存在一定的利潤空間。而當經濟維持當前增速時，將不適合追加煤電項目的投資。馬魯古-巴布亞地區的內部收益率較高，有較大的投資空間，且該地區電站基數較小，需求量較大，比較適合電力項目投資。地區上網電價P（元/千瓦時）機組發電煤耗Rca（克標準煤/千瓦時）預計標煤價格Pca（元/噸）預計的年利用小時數Tv（小時）單位千瓦動態投資CE（元/千瓦）內部收益率 IRR蘇門答臘0.34/0.38320320/450546994507.97%-8.49%爪哇-巴厘0.35/0.39320320/450520697007.08%-7.54%加里曼丹0.37

95、/0.39320380/450498194506.54%-6.95%蘇拉威西0.37/0.39320380/450540094508.80%-9.27%馬魯古-巴布亞0.38/0.40325380/4505550945010.61%-11.15%全國0.37/0.40320350/450530094509.44%-9.93%表 2.18-2022 年印度尼西亞煤電項目預期內部收益率測算表（情景二）2524中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究煤電項目具有高耗水、高污染和高碳排的特性，建設投資受水資源短缺、環境污染和氣候變化等

96、資源環境條件的約束。印度尼西亞位于東南亞地區，該地區是全球空氣污染最嚴重的區域之一，氣候變化導致的極端天氣對該國的影響也較大，因此，印度尼西亞的煤電項目投資面臨著更為突出的資源環境風險。本報告將分別從水資源、大氣污染、以及氣候變化三個方面分析印度尼西亞煤電投資建設的環境資源約束。2.3 煤電投資建設資源環境約束分析隨著經濟的發展和人口的增加，人類對水資源的需求不斷增加，再加之人類對水資源的不合理開采和利用，很多國家和地區出現了不同程度的水資源短缺問題，同時水資源在地區間不均勻的分布，也進一步加劇了水資源的緊張情況。印度尼西亞水資源儲量充裕，是世界第五大水資源國。2017年印度尼西亞的水資源儲量

97、為 2.02 萬億立方米，每年的產水量為 3.9 億立方米35。但是印度尼西亞天然水資源量中不可利用的部分占比較大，水資源在地區間存在嚴重的分布不均問題。爪哇-巴厘、蘇拉威西、蘇門答臘、馬魯古-巴布亞和加里曼丹五大區域的可用水量分別占全國的 6.1%、6.2%、20.1%、32.0%、35.5%36。印度尼西亞地跨赤道，為典型的熱帶雨林氣候，旱季缺水，久旱不雨造成旱災。而雨季來臨時，石灰山丘陵地帶吸水力低，水災事件頻頻發生。特殊的氣候條件與資源稟賦、和森林破壞造成的水土流失，使得印度尼西亞的地表水和飲用水變成稀缺資源。對于需要大量使用地表水資源作為冷卻水的煤電行業來說，將面臨水資源短缺、用水競

98、爭等風險。本報告采用世界資源研究所（WRI）的基線水壓力作為評估2017 年和預測 2022 年印度尼西亞各地區水資源約束的指標36?；€水壓力為流域內每年取水量與平均可用水資源量的比值，該數值越高，代表用水競爭壓力越大?；€水壓力數值在 40%-80%區間為高水壓力區，大于 80%為極高水壓力區。WRI 基線水壓力數據的當前年份為 2010 年，預測年份為2020、2030 和 2040 年。根據初步分析，隨著人口、經濟和工業的發展，印度尼西亞的耗水量逐年增多，而可用水資源量逐年減少，因此基線水壓力呈現逐年上升的趨勢。受數據可獲得性的限制，本報告采用 2010 年印度尼西亞各區域的水壓力進行

99、現狀分析。2017 年印度尼西亞各區域的實際水壓力應高于該結果。2010 年印度尼西亞五大區域的水壓力測算結果如下表所示：測算結果顯示，印度尼西亞全國水資源充沛，水壓力較小，但在地區間的分布嚴重不平衡。其中，爪哇-巴厘地區基線水壓力為 55%，處于高水壓力區，面臨的水資源壓力較大，這主要與爪哇-巴厘地區干旱少雨、水資源供應不足且污染嚴重、人口基數和水資源消耗量較大等因素有關。其余四大區域的基線水壓力較小，當地經濟發展幾乎不受水資源因素的約束。本報告采用目前可得的 2020 年印度尼西亞各區域的水壓力進行預測分析，結果較為保守。2022 年印度尼西亞各區域的預計水壓力應高于該結果。根據分析結果（

100、表 2.20），2020 年印度尼西亞全國水壓力預測結果為 6%，面臨的水資源壓力較小，但地區間存在明顯差異。爪哇-巴厘地區基線水壓力為 59%，為高水壓力地區；蘇門答臘、加里曼丹、蘇拉威西和馬魯古-巴布亞地區的基線水壓力分別為 5%、1%、6%和 0%，水資源壓力較小36。2.3.1 水資源環境現狀與預測分析地區可用水量（億立方米）總用水量（億立方米）基線水壓力指標水平蘇門答臘6888.79334.915%低（10%）爪哇-巴厘2081.721146.9955%高（40%-80%）加里曼丹12159.9268.481%低（10%）蘇拉威西2133.65127.866%低（10%）馬魯古-巴布

101、亞10970.0415.440%低（10%）全國34234.121693.685%低（10%）表 2.19-2010 年印度尼西亞五大區域水壓力數據來源：世界資源研究所水道地圖36地區可用水量（億立方米）總用水量（億立方米）基線水壓力指標水平蘇門答臘7092.59367.985%低（10%）爪哇-巴厘2177.331284.1759%高（40-80%）加里曼丹10018.8870.951%低（10%）蘇拉威西2277.13138.646%低（10%）馬魯古-巴布亞8432.9016.150%低（10%）全國29998.821877.896%低（10%）數據來源：世界資源研究所水道地圖36表 2

102、.20-2020 年印度尼西亞五大區域水壓力預測20 世紀 90 年代起，印度尼西亞經濟快速發展，環境問題隨之凸顯，其中以空氣污染最為嚴重。以首都雅加達為例，近幾年雅加達空氣污染問題嚴重，主要排放源為交通、工業和住宅。由于道路建設落后，加之汽車使用量的增加，雅加達經常出現交通阻塞，造成大量的黑煙排出。據澳大利亞國際援助機構和印度尼西亞環境管理中心共同調查，雅加達最嚴重的大氣污染物質是亞微細粒子，即粒徑 2.5 微米以下的粒子。黑煙中 PM2.5粒子占總粒子數的 50%，每立方米重量約20g微粒上吸附著致癌物質，損害人體的呼吸系統37。同時，雅加達周邊 100 公里內的八座燃煤電廠也是 PM2.

103、5的主要排放源之一38。官方數據顯示，2012 年印度尼西亞首都雅加達的 PM2.5排放 28%來自工業，2020 年該比例將達到 32%39。據雅加達郵報報道，2015 年 9 月，蘇門答臘島廖內省首府北干巴魯的空氣污染指數創下 984 點的新紀錄，達到嚴重危害健康的水平，這令當地數以千計的居民紛紛外逃40?？諝馕廴緦τ《饶嵛鱽喓椭苓吘用竦纳钪赜绊懸矊⒃谝欢ǔ潭壬嫌绊懞图s束高污染的煤電行業的發展。同時，燃煤電站的運行也將排放 PM2.5、氮氧化物、硫氧化物等污染物，進一步加劇各區域的空氣污染問題。圖 2.10 為 2010-2016 年印度尼西亞五大區域的 PM2.5濃度?？梢钥闯?，2010

104、-2016年印度尼西亞各地區 PM2.5濃度整體呈現波動上升的趨勢，空氣污染狀況持續惡化。2.3.2 大氣污染環境現狀與分析2726中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究本報告采用 PM2.5來評估印度尼西亞各地區煤電投資建設面臨的環境空氣質量影響。PM2.5是指大氣中空氣動力學當量直徑小于或等于 2.5 微米的顆粒物，也稱為可入肺顆粒物，對空氣質量和能見度等有重要的影響。PM2.5含大量的有毒有害物質，且在大氣中的停留時間長，輸送距離遠，會污染大氣環境，損傷人體健康。對于 PM2.5濃度限值，不同國家和地區的標準不同。從目

105、前的學術研究情況來看，PM2.5并沒有一個絕對的安全濃度限值。美國和西歐國家開展的研究表明，即使是僅高于背景濃度（3-5g/m）的低濃度，也會對人體健康造成不良影響42。a.世界衛生組織（WHO）PM2.5標準。世界衛生組織給出的 PM2.5標準值并非安全限值，而是漸進目標，以指導全球各地區逐步向更低的 PM2.5濃度靠攏。由于 PM2.5的短期暴露和長期暴露均會產生健康影響，因此該漸進目標被分為24 小時均值和年均值。WHO 給出的最終目標是年均值小于 10g/m，24 小時均值小于 25g/m。由于該目標對一些國家而言在短期內較難達到，因此 WHO 同時給出了三級過渡目標（見表 2.21）

106、。b.中國 PM2.5標準值。2012 年 2 月，中國環境保護部發布了環境空氣質量標準（GB3095-2012），其中增設了PM2.5的濃度限值，即年平均濃度限值小于等于 35g/m3，24 小時平均濃度限值小于等于 75g/m3。該濃度限值與世界衛生組織設定的過渡 1 期目標值相同。c.美國 PM2.5標準值。1997 年，美國出臺的國家環境空氣質量標準中增加了 PM2.5濃度的上限要求。2006 年，美國修訂空氣質量標準，對 PM2.5濃度提出了更為嚴格的限定標準，即 PM2.5日均濃度上限為 35g/m3，年均濃度上限為15g/m3，大致相當于世界衛生組織的過渡3期目標值。353025

107、2015105020102011201220132014蘇門答臘蘇拉威西馬魯庫-巴布亞爪哇-巴厘加里曼丹20152010-2016 年印度尼西亞五大區域 PM2.5年均濃度圖 2.10 數據來源：美國航空航天局地球觀測數據和信息系統(EOSDIS)41PM2.5濃度（g/m3）2016參照標準年平均濃度（g/m3）24h 平均濃度（g/m3）過渡 1 期目標/中國標準3575過渡 2 期目標2550過渡 3 期目標/美國標準1537.5空氣質量準則值（AQG）1025地區全年濃度最小值全年濃度最大值年平均濃度蘇門答臘1.8989.9029.44爪哇-巴厘2.7039.0913.65加里曼丹3.

108、0079.5918.86蘇拉威西1.5018.293.65馬魯古-巴布亞1.008.502.11基于美國航空航天局的衛星圖片，本報告對 2016 年印度尼西亞五大區域的 PM2.5濃度進行分析，結果如表 2.22 所示。對比 WHO、中國環境保護部和美國國家環境空氣監測機構發布的標準，2016 年印度尼西亞五大區域的 PM2.5年均濃度均低于中國環境保護部發布的年均 PM2.5限值。蘇門答臘地區年平均 PM2.5濃度為 29.44g/m3，處于 WHO 的過渡 1 期階段，空氣質量較差，對人體健康與大氣環境污染造成較大的影響。加里曼丹地區的年平均 PM2.5濃度為18.86g/m3，處于 WH

109、O 的過渡 2 期階段，高于美國年均標準濃度上限，空氣質量相對較差。爪哇-巴厘地區的年平均 PM2.5濃度為 13.65g/m3，處于 WHO 的過渡 3 期階段，但未達到 WHO 的空氣質量準則值。盡管空氣質量相對較好，相關部門仍需對大氣環境進行改善。蘇拉威西與馬魯古-巴布亞地區的年均 PM2.5濃度分別為 3.65g/m3和 2.10g/m3，已達到 WHO 的建議值。2015 年 12 月，近 200 個締約方決議通過巴黎協定，承諾到 21 世紀末將全球升溫幅度控制在 2以內，并力爭進一步控制在 1.5以內。印度尼西亞作為締約國之一，在應對各類資源大量使用、生態環境惡化等一系列問題時，必

110、須考慮到資源與環境對經濟發展的約束。根據全球大氣排放和研究數據庫（EDGAR），2017 年印度尼西亞二氧化碳排放量為 5.32 億噸，總量位居世界第十二位，全年累計二氧化碳排放總量占世界排放總量的1.43%43。同時，印度尼西亞二氧化碳排放總量增長迅速，年均增速超過 3.3%，人均碳排放量也以年均 2%的增速上升。其中，蘇門答臘和加里曼丹區域的碳排放主要來自于森林采伐。2.3.2 二氧化碳排放現狀與分析數據來源：世界衛生組織42數據來源：美國航空航天局地球觀測數據和信息系統(EOSDIS)41表 2.21-世界衛生組織國際標準 PM2.5濃度值表 2.22-2016 年印度尼西亞五大區域 P

111、M2.5濃度（g/m3）2928中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究60050040030020010002.521.510.5020052005201120112007200720102010200620062012201220082008201320132009200920142014201520152005-2017 年印度尼西亞二氧化碳排放量2005-2017 年印度尼西亞人均二氧化碳排放量圖 2.11 圖 2.12 數據來源：全球大氣排放和研究數據庫（EDGAR）43數據來源：全球大氣排放和研究數據庫（EDGAR

112、）442016201620172017二氧化碳排放量(百萬噸)人均二氧化碳排放量（噸）增速（%）增速（%）20.00%15.00%10.00%5.00%0.00%-5.00%20.00%15.00%10.00%5.00%0.00%-5.00%本報告采用二氧化碳排放量來評估印度尼西亞煤電行業面臨的氣候變化約束。二氧化碳排放是指人類在生產活動中直接或間接產生的二氧化碳排放，主要指在商品的生產、運輸、使用及回收時所產生的排放。二氧化碳是溫室氣體的主要組成部分，大量的二氧化碳排放會導致全球氣候變暖、全球降水量重新分配、冰川和凍土消融、海平面上升等問題，既危害自然生態系統的平衡，更威脅人類的食物供應和居

113、住環境。為方便對印度尼西亞五大區域產生的二氧化碳排放量進行分區域計算，本報告依據 2006 年IPCC 國家溫室氣體清單指南提供的缺省方法，采用印度尼西亞各地區一次能源消費（主要包括煤炭、石油、天然氣）所產生的二氧化碳量作為印度尼西亞二氧化碳排放量的估算值，計算公式為45：（2.6）其中，Eco2表示化石燃料消費產生的二氧化碳排放量，F 表示化石燃料消費量，COEco2 表示二氧化碳排放系數。各類能源的二氧化碳排放系數如表 2.23 所示。如表 2.24 所示，2010-2017 年印度尼西亞各類一次能源的消費量總體呈現波動上升的趨勢，其中石油消費量占比最大，年均占全國一次能源消費量的 45%

114、；煤炭次之，占全國一次能源消費量的 32%；天然氣最低，占全國一次能源消費量的 23%。由于分區域一次能源消費量的數據無法獲取，本報告根據印度尼西亞 2010-2017 年各區域的 GDP 占比，對煤炭、石油和天然氣的消費量進行區域分配，從而計算出各區域的二氧化碳排放量。結果如圖 2.13 所示。能源類別煤炭石油天然氣CO2 排放系數（噸 CO2/噸標準煤）2.7442.1381.62820102011201220132014201520162017煤炭（百萬噸）64.0066.0067.0072.0076.0086.0082.1379.34石油（百萬噸）103.54105.96108.311

115、08.22110.17106.61105.42109.23天然氣（百萬噸）54.3255.9956.1254.2654.3952.8051.1250.57能源類別年份數據來源：2011-2018 年印度尼西亞統計年鑒47表 2.23-各類能源的二氧化碳排放系數46表 2.24-2011-2017 年各類一次能源的消費量Eco2=FCOEco2 單位：百萬噸標準煤3130中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究由上圖可以看出，2010-2017 年間，印度尼西亞五大區域的二氧化碳排放量整體呈現波動趨勢，其中爪哇-巴厘地區二氧化碳

116、排放量最大，年均占到全國二氧化碳排放量的 59%，這與爪哇-巴厘地區經濟體量大、經濟發展速度快、一次能源消費量較大有關；蘇門答臘地區次之，占比為 22%，加里曼丹、蘇拉威西和馬魯古-巴布亞三大區域的二氧化碳排放量較低，占比分別為 8%、6%和 5%。2015 年，印度尼西亞根據目前的二氧化碳排放水平，將2030 年的國家自主碳減排目標（NDC）設定為能源部門二氧化碳排放量較基準情境(BAU)減少 11%48。煤電行業作為二氧化碳的主要排放來源，將影響碳總量減排目標的實現，也將受到該目標的約束。綜上所述，水資源壓力對爪哇-巴厘地區煤電投資建設的環境約束較大，未來可能會面臨水資源競爭，對燃煤電站的

117、投資建設造成潛在風險。同時，印度尼西亞面臨的空氣污染問題和實現碳減排目標的壓力也將在一定程度上影響煤電行業的發展，對印度尼西亞煤電項目的投資建設造成風險。此外，高耗水、高碳排和高污染的煤電項目也將進一步惡化各地區的環境狀況，造成更嚴重的空氣污染和水壓力問題，并影響碳減排目標的實現。350.00300.00250.00200.00150.00100.0050.000.00二氧化碳排放量百萬噸20102011201220132014蘇門答臘蘇拉威西馬魯庫-巴布亞爪哇-巴厘加里曼丹2015印度尼西亞五大區域二氧化碳排放量圖 2.13 20172016印度尼西亞煤電投資建設風險預警033332中國海外

118、煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究印度尼西亞 2022 年煤電投資建設風險預警的指標體系分為煤電裝機充裕度預警指標和煤電建設經濟性預警指標。其中，煤電裝機充裕度預警指標為約束性指標，反映了在當地建設煤電項目的可行性；煤電建設經濟性預警指標為建議性指標，體現了在當地建設煤電項目的經濟性，為發電企業投資建設煤電項目提供決策參考。兩項風險預警指標根據風險程度分為紅色和橙色等級。最終風險預警結果由兩項指標的最高評級決定。煤電裝機充裕度預警指標基于印度尼西亞電力系統備用率，分為紅色和橙色兩個等級。橙色區間為系統實際備用率高于合理備用率，且

119、超出的部分大于當地單臺大型煤電機組對應的系統備用率，但小于當地年用電負荷增長所需裝機對應的系統備用率；紅色區間為系統實際備用率在合理備用率之上，且超出的部分大于當地年用電負荷增長所需裝機對應的系統備用率。其中，本報告基于全球能源監測（Global Energy Monitor）獲取了 2022 年各區域預計運行的最大型煤電機組裝機量，依次為：蘇門答臘地區 600MW、爪哇-巴厘地區 1000MW、加里曼丹地區 150MW、蘇拉威西地區150MW、馬魯古-巴布亞地區 65MW。所有計算結果取近似整數值。煤電建設經濟性預警指標基于印度尼西亞煤電項目的預期內部收益率，分為紅色和橙色兩個等級。內部收益

120、率低于 10%為紅色預警；內部收益率在 10%至一般項目內部收益率（通常為 12%）之間為橙色預警。地區合理備用率橙色區間紅色區間蘇門答臘80%85-90%90%爪哇-巴厘15%17-20%20%加里曼丹80%85-90%90%蘇拉威西60%65-70%70%馬魯古-巴布亞75%80-85%85%表 3.1-各地區煤電裝機充裕度預警區間劃分裝機充裕度的預警結果顯示，隨著印度尼西亞“35GW計劃”的集中落地，2022 年五大區域的實際電力系統備用率均有所上升。在經濟增速較為樂觀的情景一中，爪哇-巴厘地區和加里曼丹地區 2022 年的實際電力系統備用率均超過各自紅色預警區間對應的電力系統備用率，煤

121、電投資風險極高。情景二中，由于預期經濟增速的下降，煤電裝機過剩的問題將在更多地區出現。除蘇拉威西外，其余四個地區 2022 年的實際電力系統備用率均超過合理系統備用率：蘇門答臘地區和馬魯古-巴布亞地區處于橙色預警區間，煤電投資風險較高；爪哇-巴厘地區和加里曼丹地區的實際電力系統備用率仍處于紅色預警區間，且煤電過剩規模進一步擴大。3.1 裝機充裕度預警投資經濟性的預警結果顯示，在不同 GDP 增速水平下，2022 年印度尼西亞各地區的預計煤電項目內部收益率存在明顯變化。情景一中，在 GDP 增速 5.9%水平下，2022年爪哇-巴厘和加里曼丹地區的煤電項目內部收益率低于10%，處于紅色預警區間，

122、煤電投資風險極高；蘇門答臘和蘇拉威西地區臨界于 10-12%之間，處于橙色預警區間。情景二中，在GDP增速5.2%水平下，蘇門答臘、爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇拉威西四大區域的煤電項目內部收益率均低于10%，處于紅色預警區間；馬魯古-巴布亞的內部收益率介于 10-12%之間，處于橙色預警區間。印度尼西亞五大區域煤電投資建設的最終風險預警結果由裝機充裕度和投資經濟性兩項指標中的最高評級決定。從綜合預警結果來看，情景一中爪哇-巴厘和加里曼丹地區的綜合預警結果均為紅色，說明在這兩個區域進行煤電投資建設將面臨極高風險，這兩個地區受各項指標的約束影響均較大。蘇門答臘和蘇拉威西地區的綜合預警結果為橙色，說明這

123、兩個區域的煤電投資建設將面臨較高風險。情景二中，蘇門答臘、爪哇-巴厘、加里曼丹和蘇拉威西四大區域的煤電投資建設風險極高，均為紅色預警；馬魯古-巴布亞地區為橙色預警，煤電投資建設風險較高。從分項指標變化對綜合預警結果的影響來看，情景二中，蘇拉威西的經濟性投資風險較情景一加劇，使綜合預警結果由橙色轉為紅色；馬魯古-巴布亞地區的裝機充裕度和經濟性風險均有所加劇，使綜合預警結果上升為橙色；蘇門答臘地區雖然綜合預警結果不變，但裝機充裕度和經濟性的風險均較情景一加劇。綜上所述，即使到 2022 年印度尼西亞的經濟發展增速能夠達到能源發展計劃部的預期，該國的煤電投資建設仍將面臨較大風險。除馬魯古-巴布亞以外

124、，其余四大區域的煤電投資建設風險均較高。其中，爪哇-巴厘和加里曼丹兩大區域的煤電投資空間相對狹小，面臨極高的投資風險。在低經濟增速下，蘇門答臘、蘇拉威西和馬魯古-巴布亞三大區域的煤電投資建設風險將進一步加劇。3.2 投資經濟性預警3.3 煤電項目投資建設風險綜合預警結果3534中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國企業應對海外煤電投資長期風險的經驗尚有不足。近年來，雖然走出國門的煤電企業逐漸積累了一定經驗，但鑒于東道國內地區間的差異較大，海外煤電投資的風險評估和規避不僅需要企業和金融機構的努力，更需要國家的宏觀政策指引。

125、因此，本報告建議：（1）政府層面中國相關政府決策和管理部門應針對中國海外各主要煤電投資東道國建立煤電投資建設風險預警體系，客觀科學地評估東道國的電力投資環境，指導和督促企業在前期投資決策方案中充分考慮可能對煤電項目的長期運營造成影響的因素。同時，為參與海外煤電投資的中資煤電企業、銀行和保險公司提供政策指引和咨詢，指導公共資金和政策性金融機構對印度尼西亞高風險地區的煤電項目投資進行風險評估和防范，提前防范海外煤電投資中的風險，并合理利用公共資金和政策預警體系調控中國企業海外電力投資的方向和節奏。（2）煤電企業股權投資企業應建立和完善項目長期風險評估體系，逐步提升自身對全球能源轉型、氣候變化等長期

126、風險的意識和控制能力，全面評估由于東道國能源規劃和電力政策變化、全球能源轉型、電力產能過剩等因素帶來的長期風險。（3）金融機構中國已成為全球最大的煤電項目投資國之一，參與海外煤電股權投資的比重也在顯著增加。銀行和保險公司等金融機構應提升自身對海外煤電項目長期運營市場的認識和風險評估能力，甄別高風險項目，并嚴控對高風險項目的融資或擔保。金融機構應充分發揮資本市場在海外投資中的引導作用，積極推進金融體系與能源行業的良性互動，起到海外煤電投資風險把關的作用。加強金融體系的風險控制和環境影響管理，合理利用公共資金和政策預警體系來調控中國企業海外電力投資的方向和節奏。同時，不斷完善金融體系監管與風險控制

127、。（4）印度尼西亞政府印度尼西亞政府應充分考慮電源建設增長過快、能源轉型和環境資源約束對煤電投資的中長期影響，及時停止審批高風險地區的新建煤電項目，并提高自身能源發展規劃能力和本國能源政策的合理性和穩定性，以實現由煤電向可再生能源的轉型。電力系統備用容量是指電力系統為在設備檢修、事故、調頻等情況下仍能保證電力市場需求而需要增設的設備容量，通常包括檢修備用容量、事故備用容量和負荷備用容量。備用容量往往是由電力系統的可靠性分析來確定的，電網設施、電源結構、用電負荷等因素都會影響備用容量的大小。例如，北美電力可靠性委員會(NERC)的默認規劃備用容率為 15%；2015 年中國全國的電力平均備用率超

128、過了 35%，出現了明顯的電力供應過剩。印度尼西亞與美國和中國相比，電力基礎設施較為落后，機組可靠性水平低，聯網程度低（存在大量孤網、孤島的情況），因而需要更高的系統備用率。目前印度尼西亞沒有正式可靠的系統備用數據，但考慮到印尼地區電網聯通水平、用電負荷、電源結構、機組運行狀況、設備檢修等因素，也無法采用其他國家的標準。因此，本報告從負荷備用、事故備用和檢修備用三個分指標來確定印尼的電力系統備用率。對于分地區電力系統備用率標準值，以電力電量平衡為原則，在考慮到不同地區電網規劃、建設、調度運行、裝機結構等因素的條件下，分別確定各地區負荷備用、檢修備用和事故備用，進而獲得不同地區電網合理系統備用率

129、?？紤]到印度尼西亞電網發展水平落后，難以通過跨地區電力輸送解決電力短缺問題，因此各地區三種備用水平都將進行適當上調。（1）負荷備用負荷備用容量是為保證電力系統頻率符合標準而增設的設備容量，又稱運行備用容量。負荷備用率（負荷備用容量與電力系統發電最高負荷的比率）與電力系統總容量大小、系統內大用戶的用電特性及國家規定的頻率標準有關，一般大電力系統采用較小的備用率，小電力系統采用較大的備用率，同時還需要根據系統內有無沖擊負荷及其大小來確定。負荷備用處于旋轉備用狀態，一般由水電站或火電廠承擔。在本報告中，考慮到馬魯古-巴布亞、加里曼丹、蘇拉威西和蘇門答臘地區發電裝機規模較低，出于機組可靠性水平、聯網/

130、孤網狀態和電力供應穩定性的考慮，對這四個地區的負荷備用率進行了一定上調。蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞負荷備用率8%5%7%8%8%附錄附表 1-印度尼西亞五大區域負荷備用率蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞事故備用率47%7%48%32%42%附表 2-印度尼西亞五大區域事故備用率（2）事故備用電力系統中的發電設備，可能因為某些偶然的事故而被迫臨時停機。為防止發電設備事故停機時影響對電力用戶的正常供電，在電力系統中需設置一定數量的備用容量，以替代事故停機時的發電容量。影響事故備用的因素一般包括系統裝機總容量、運行人員的技術水平、系統中機組的使用年限及新舊機組比

131、例、設備檢修的質量。由于蘇門答臘、馬魯古-巴布亞、加里曼丹、蘇拉威西等地區電網建設水平不高，出現事故時難以實現跨地區電力輸送，因此對這三個地區的事故備用率水平進行了一定上調。印度尼西亞煤電投資風險防范及應對措施043736中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究中國海外煤電投資建設風險預警研究報告印度尼西亞國別研究（3）檢修備用電力系統中的機組設備均需進行定期預防性檢修，電廠設備的檢修主要有大修、小修及事故修理三種，事故修理由事故備用容量解決，檢修備用只考慮大修和小修。檢修備用容量主要取決于電力系統總容量的大小、單機容量的大小、水電、火電、核電發電容量的構成比、電力系統發供電設備

132、的健康水平、檢修質量及運行管理水平等因素。由于蘇門答臘、蘇拉威西、加里曼丹、馬魯古-巴布亞地區大部分面積由群島與山地構成，電網水平落后，地區內部難以實現電力輸送。同時，根據現有政府規劃，未來將大面積對這四個地區內的小型燃煤電站進行替換，因此需要設置較高的檢修備用率。通過對各地區不同備用率進行加總，可得分地區合理電力系統備用率，如附表 4 所示：蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞合理備用率80%15%80%60%75%附表 4-印度尼西亞五大區域事故備用率蘇門答臘爪哇-巴厘加里曼丹蘇拉威西馬魯古-巴布亞檢修備用率25%3%25%20%25%附表 3-印度尼西亞五大區域負荷備用率參考

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