執(zhí)行摘要 4 4 7 9 9 11 23 23 24 25 27 5.1.2皇后港燃煤電廠項目（Pela 30 39 40 41 43 44 參考文獻 1執(zhí)行摘要通過可落地的金融手段解決全球能源轉型和傳統(tǒng)能源項目退役難的問題，是國際能源目前，最受矚目的國際能源轉型機制包括印度尼西亞（以下簡稱“印尼”）政府和國（JETP）”，和亞洲開發(fā)銀行（ADB）與印尼政府發(fā)起的“能源轉型機制（ETM）”。這綠色和平與國家應對氣候變化戰(zhàn)略研究和國際合作中心聯(lián)合發(fā)起關于國際能源轉型機制對印尼獨立能源項目影響的研究，通過呈現(xiàn)JETP和ETM的具體內容、執(zhí)行機制與實施進度，深入分析當前機制下印尼獨立能源項目有序轉型所面電力企業(yè)是能源項目的財務主體和推動電站轉型的實際操作方，其對現(xiàn)行國際能源轉型機制的反饋，以及對利用國際金融援助實現(xiàn)傳統(tǒng)電站提前退役的接受度，既能為現(xiàn)有金融機制的完善提供重要參考，也對未來更廣泛在2023年《中國企業(yè)海外可再生能源投資的主要難點與應對研究》報告的基礎上，本報告進一步探討了企業(yè)在能源轉型策略中的現(xiàn)實困境以及提前退役的實際需求，從多角度為海外獨立能源項目的轉型及國際能源轉型機制的優(yōu)持和技術協(xié)助，但這一進程仍面臨政策協(xié)調與資金不足的挑戰(zhàn)?，F(xiàn)有資金遠不能覆蓋印尼能源轉型所需的龐大投資額，且贈款和技術援助資金比例較低。同時，現(xiàn)有機制均不具法中資能源企業(yè)在印尼能源轉型中挑戰(zhàn)與機遇并存。隨著能源轉型戰(zhàn)略的推進，印尼傳統(tǒng)能源項目發(fā)展的政策壓力和市場風險將持續(xù)增加。通過積極借助以能源轉型機制為代表的國際綠色金融工具，可有效降低項目提前退出的資金壓力，提高項目退出的經濟性。且越早參與能源轉型機制，項目經濟性越優(yōu)。此外，通過持續(xù)深化在可再生能源領域的布局，加強國際合作，中資企業(yè)可以在印尼能源轉型中發(fā)揮更大作用，分階段目標：JETP在2030年前，將重點投資可再生能源項量和穩(wěn)定性，逐步提高可再生能源在電力系統(tǒng)中的占比；2030年后，將逐步淘汰燃煤發(fā)電2廠，直至2050年實現(xiàn)電力系統(tǒng)凈零排放。ETM將致力于加速淘汰現(xiàn)有燃煤電廠，通過試點款、贈款、股權投資等。從現(xiàn)有公共資金來看，優(yōu)惠貸款占比最高。但從用于燃煤電廠提篩選標準：基于項目是否符合印尼電力行業(yè)發(fā)展路徑、是否得到相關政府機構認可，以及是否能在2030年前發(fā)起等指標，JETP在五個重點投資領域篩選出400個優(yōu)先項目，其中50個被列為最高優(yōu)先項目。ETM試點項目的選擇標準包括：提前退出不會影響當地電力供應、項目擁有適合再融資的財務結構，以及項目所有者轉型壓力：當前海外中資傳統(tǒng)電站規(guī)模龐大，投資額高，且平均運營年限短，資本回政策不確定性：以印尼為代表的東南亞國家，其國家能源政策存在一定的不確定性，且可再生能源電站投資方向的政策仍存在限制。這些因素增加了能源轉型實施風險，導致能源機制的實施：國際能源轉型機制作為一種新型工具，現(xiàn)有試點項目還未完成轉型步驟，且相關協(xié)議條款和合同內容尚未公開披露，企業(yè)對機制的東道國政策層面應加快整體部署，明確且穩(wěn)定的政策信號是提升企業(yè)轉型決心的關鍵。當前印尼政府已多次提前燃煤電廠全面退出的時間表，從宏觀層面表明了轉型意愿，但仍缺乏與頂層框架相配套的執(zhí)行措施和激勵政策，如放寬海外可再生能源投資政策限在國際能源轉型機制完善方面，應充分發(fā)揮現(xiàn)有JETP和ETM資金的催化作用，了解企業(yè)訴求，增強資金分配透明度，擴大機制影響力和適用性，從而吸引更多資本流入能源轉型投資領域。同時，應構建高效監(jiān)管框架以保障能源轉型機制實施，在評估轉型成本和國際多邊機構應發(fā)揮其國際屬性和引領作用，通過案例試點形式為獨立能源項目轉型提供示范。同時，應與國際綠色基金、能源企業(yè)、東道國國家電力公司等各方，共同探討優(yōu)化融資模式，增加開發(fā)援助融資比例，積極開發(fā)創(chuàng)新型綠色金融工具，支持國際綠色投3針對持有海外傳統(tǒng)能源資產的企業(yè)，應審時度勢，適時對其名下資產進行梳理與評估。全面了解所持能源資產的運營成本、年限、轉型資金缺口和未來風險。同時，增加對現(xiàn)行國際能源轉型機制以及新型綠色金融工具的了解，積極尋找提前對東道國國有電力公司而言，加強國家電網穩(wěn)定性建設，促進國際能源電力技術交流，是實現(xiàn)能源轉型的必經之路。因此，應加大對電網基礎設施的投資力度，提升電網的承載能力與靈活性，為可再生能源的大規(guī)模接入和高效運4第一章印尼能源電力發(fā)展概覽印度尼西亞擁有2.5億人口，位居世界第四，是東盟最大的經濟體，也是20國集團（G20）、亞太經濟合作組織（APEC）和東南亞國家聯(lián)盟（ASEAN）的活躍成員，是區(qū)域和國際市場中重要的能源生產者和消費者。在化石能源領域，印尼是世界最主要的煤炭生產國和出口國之一，同時也是東南亞最大的天然氣供應國之一；在清潔能源方面，印尼是全球最大的生物燃料生產國，擁有豐富的可再生能源資源，展化石能源在印尼的能源供應中占主導地位。根據《印尼能源和經濟統(tǒng)計手冊2023》，印尼一次能源結構仍以煤炭為主，占39.69%，其次是石油（包括原油、石油產品和液化石印尼發(fā)電廠用煤量在2013年至2023年呈總體上漲趨勢。2013年，印尼發(fā)電廠用煤量約為0.62億噸，此后逐年上漲，至2022年達到峰值1.29億噸，較2013年增長了108%。2023年，該數值有所下降，較2022年下降6%，但仍比2013年增長95%。在燃煤電廠（Coal-firedPowerPlant，CFPP）發(fā)電方面，印尼燃煤電廠發(fā)電量自2013年至2023年持續(xù)增加，2023年達到約21.68萬吉瓦時（GWh），較2013年上漲95%，占總發(fā)電量的約表12013-2023年印尼發(fā)電廠用煤量來源：《印尼能源和經濟統(tǒng)計手冊2023》表22013-2023年印尼燃煤電廠發(fā)電量速/來源：《印尼能源和經濟統(tǒng)計手冊2023》5印尼是全球第七大溫室氣體排放國，同時也是第八大碳排放經濟體。根據全球大氣研究排放數據庫（EmissionsDatabaseforGlobalAtmosphericResearch，EDGAR）《世界各國溫室氣體排放報告（2024年）》顯示，2023年全球溫室氣體（CO2、CH4、N2O和氟化氣化石能源二氧化碳排放方面，2023年全球排放總量為390.24億噸，印尼的排放量為6.75億2023年該數值達到6.75億噸，近十年間增長了33.5%，增速較快，凸顯出印尼在能源轉型過程中控制碳排放的緊迫性和挑戰(zhàn)?！?】作為印尼化石能源二氧化碳排放的最大來源，2014-2023年間，印尼電力部門的排放量和占比均逐年上升。2014年，印尼電力部門化石能源二氧化碳排放為1.69億噸，占當年全國排放總量的33.43%，到2023年，這一數字增至2.7億噸，較2014排放總量因受新冠疫情影響而有所下降，電力部門的化石能源二氧化碳排放仍逆勢上升，表3近十年印尼化石能源二氧化碳排放量及電力部門排放量來源：全球大氣研究排放數據庫《世界各國溫室氣體排放報告（2024年）》圖1近十年印尼化石能源二氧化碳排放量及電力部門占比變化趨勢6印尼政府實施的擴大電力供應計劃取得了積極成果。隨著人口增長了近四分之一，無法獲得電力供應的人數從2000年的約1億人下降到2016年的約2300萬人，占東南亞地區(qū)自2000年以來無電人口凈減少總量的55%。為實現(xiàn)電力的普遍覆蓋，印尼政府提出了多元化政策措施，包括擴建現(xiàn)有電網，推廣微型水電和離網太陽能技術，以及太陽能—柴油混合和孤立柴油發(fā)電機等。【3】這些措施不僅擴大了電力供應的覆蓋范圍，也為偏遠地區(qū)提供在電力消費占終端能源消費比重方面，印尼始終穩(wěn)定在15%-20%，呈波動上升趨勢。2013年印尼電力消費占終端能源消費的比重為15.37%，此后逐步增長，并在2018年持續(xù)上升，2021年達到峰值19.5%。在主要電力指標方面，印尼的人均用電量和電氣化率均顯著提高。根據印尼國家統(tǒng)計部門數據，2022年印尼人均用電量達到120兆瓦時（MWh），這些數據表明，近年來印尼在電力普及和能源消費結構優(yōu)化方面取得了表4印尼2021年和2022年人均用電量和電氣化率對比人均用電量（MWh）4來源：印度尼西亞統(tǒng)計局表5印尼2013-2023年電力消費占終端能源消費比重來源：《印尼能源和經濟統(tǒng)計手冊2023》根據《印尼能源和經濟統(tǒng)計手冊2023》，截至2023年，在已開發(fā)的并網和離網項目裝機量中，光伏項目僅有0.59吉瓦（GW），風電項目0.15GW，水電項目5.6根據國際可再生能源署（InternationalRenewableEnergyAgency，IRENA）2017年報7表6印尼清潔能源最大潛力及開發(fā)比例來源：國際可再生能源署（2017），《印尼能源和經濟統(tǒng)計手冊2023》在《巴黎協(xié)定》控溫目標的框架下，印尼于2021年提出2060凈零排放目標，并在2022年版國家自主貢獻（Natio11月首次向聯(lián)合國提交NDC文件以來，印尼于2021年7月和202版本的NDC文件。較前兩個版本，印尼的第三份NDC文件加大了減排目標力度，首次明確提出到2060年實現(xiàn)碳中和，并提高了2030年溫室氣體減排目標。根據最新文件，印尼設立了兩種情景下的2030年溫室氣體減排目標：相較于基準情景，無條件情景（無額外國際資金支持的情景）計劃將溫室氣體排放減少31.89%；在有條件情景（有適當國際資金支持表7印尼NDC文件減排目標對比//來源：聯(lián)合國氣候變化框架公約2024年11月19日，在巴西召開的G20峰會上，印度尼西亞總統(tǒng)普拉博沃·蘇比安托（PrabowoSubianto）表示，對印尼在2050年之前實現(xiàn)凈8在2022年的第三版NDC中，印尼政府提出了一系列針對能源部門的政策和目標，旨在推動可再生能源發(fā)展并實現(xiàn)碳中和目標：過實施電力供應商業(yè)計劃（RUPTL）、家電最低能源性能標準（MEPS）等支持印尼可再生燃煤電廠，并承諾與電力部門合作，逐步淘汰現(xiàn)有煤電項目。2023年，政府進一步明確將在2050年前全面淘汰所有燃煤電廠。在2024年的G20峰會期間，印尼再次強化其承諾，宣布計劃在未來15年內淘汰所有燃煤發(fā)電廠及其他化石燃料發(fā)電廠，為實現(xiàn)清潔能源轉型在可再生能源方面，根據《國家能源政策》（KEN）和《國家能源規(guī)劃》（RUEN），印尼將以下幾種可再生能源納入能源轉型的重點方向：地熱能、風能、生物質能、太陽能、水電，以及海洋能（包括動能和熱能）。同時提出到2025年年底，將可再生能源占比比降低到25%。在2024年的G20峰會期間，印尼總統(tǒng)承諾將在未來15年內，在國內建設超過75GW的可再生能源項目，包括太陽能27GW、水電25GW、風能15GW、地熱能盡管印尼確定了較為具有雄心的可再生能源發(fā)展目標，但實際進度滯后于規(guī)劃。2023年，印尼可再生能源在能源結構中的占比未能達到為實現(xiàn)2025年目標所需的17.8%，影響了能源轉型的節(jié)奏。此后，印尼國家能源委員會提議，將2025年年底可再生能源在能源結9第二章JETP和ETM機制概述過去的二十年中，煤炭占據了印尼國家能源需求的主要位置。截至2024年，印尼仍有超過60%的電力來源于煤炭，并網與離網燃煤電廠的總裝機量超過52GW，其中并網燃煤國家自主貢獻下實現(xiàn)溫室氣體減排目標的關鍵戰(zhàn)略之一，并在提交給聯(lián)合國氣候變化框架公約（UNFCCC）的《2050年低碳和氣候韌性長期戰(zhàn)略》（LTS-LCCR2050）文件中，承諾在2060年前實現(xiàn)凈零排放?！?0】為此，印尼建立了多個雙邊和多邊伙伴關系來支持能源轉型，本報告將重點關注由亞洲開發(fā)銀行（AsianDevelopmentBank,ADB，以下簡稱“亞行”）建立的能源轉型機制（EnergyTransit），合作伙伴集團（InternationalPartnersGroup,IPG）共同發(fā)起的印尼公正能源轉型伙伴關系（JustEnergyTransitionPartnership,JETP在2021年的第26屆聯(lián)合國氣候大會上，亞行宣布與印度尼西亞及菲律賓發(fā)起伙伴關系，建立能源轉型機制。該計劃旨在通過加速淘汰現(xiàn)有的燃煤電廠、增加可再生能源投資，減少亞太地區(qū)的溫室氣體排放來幫助應對氣候問題。ETM最初在印度尼西亞、菲律賓個最初試點國家50%的燃煤發(fā)電廠（共計大約30GW），隨著ETM的發(fā)展，其有望成為全亞行將與試點國政府聯(lián)合開展此國最佳商業(yè)模式的研究，匯集捐助國政府和慈善機構的優(yōu)惠資源，與全球氣候變化基金密切協(xié)調，并利用大量商業(yè)資本來引發(fā)脫碳的決定性轉變。2022年6月，亞行在原有清潔能源融資伙伴關系基金（CleanEnergyFinancingPartnershipFacility,CEFPF）下，成立能源轉型機制伙伴關系信托基金（EnergyTransitionMechanismPartnershipTrustFund,ETMPTF），該基金為ETM調動資源，旨在催化公共和私營資本，使亞行發(fā)展中成員國內的碳密集型燃煤電廠加速轉型為清潔能源。同時，亞行重視與當地社區(qū)及民間社會組織的溝通合作，尤其是對環(huán)境和社會的評估，從而確保能源2022年11月16日，印尼政府和國際合作伙伴集團在印尼巴厘島舉行期間啟動了“印尼公正能源轉型伙伴關系（JETPIndonesia）”。IPG由美國和日本主導，成員還包括加拿大、丹麥、歐盟、法國、德國、意大利、挪威和英國。目前，JETP已在全球四個國家達成協(xié)議，分別為南非、印度尼西亞、越南和塞內加爾，其中，JETP最初承諾為印尼提供200億美元資金，被認為是迄今全球最大的能源轉型融資計劃。此后，印尼政府和IPG發(fā)布聯(lián)合聲明，宣布將致力于實現(xiàn)開創(chuàng)性的氣候目標，特別是在電力領域，并提供相關融資以支持印尼與《巴黎協(xié)定》目標保持一致，其中包括通過國際支持加速燃煤電廠退役，在2050年前實現(xiàn)印尼電力系統(tǒng)的凈零排放；加快可再生能源部署，使可再生能源到支持，負責協(xié)調由國際機構領導的四個工作組，以及與JETP有關的內外部利益相關方。四個工作組及其目標包括：1）技術工作組，由國際能源署（InternationalEnergyAgency,IEA）領導，主要目標為整合印尼電力部門的能源轉型路徑，確定支持能源轉型路徑的優(yōu)先項目；2）政策工作組，由世界銀行（WorldBank）領導，主要目標為分析政策促成因素，提供支持電力部門脫碳的建議；3）金融工作組，由亞行領導，主要目標為確定項目的融資DevelopmentProgram,UNDP）領導，主要目標為促成一個公正轉型框架來指導執(zhí)行。后續(xù)來看，兩者既相互獨立，又互相關聯(lián)。在印尼，亞行為JETP秘書處提供技術支持，而由亞JETP的治理架構分為三層：1）指導和監(jiān)督：由印尼政府、IPG和印尼國家能源轉型平臺（EnergyTransitionMechanismCountryPlatform）組成，其中印尼政府以國家能源過渡特別工作組（NationalEnergyTransitionTaskforce）為代表，將為JETP秘書處提供方向與指導；2）協(xié)調：由JETP秘書處來確保所收到的方向與指導和執(zhí)行的工作保持一致，JETP秘書處還將為項目和金融機構配對，向政策決策者提供召集和分析性支持，并每年統(tǒng)籌印尼綜合投資與政策計劃（ComprehensiveInvestmentandPolicyPlan，CIPP）的更新；3）實施：包括多個選定實體的參與，其中兩個主要實體為JETP優(yōu)先項目中的項目開發(fā)商和金融圖2JETP治理結構來源：JETP秘書處及工作組，2023從資金角度來看，由亞行領導的ETM融資是JETP融資的一部分。ETM資金主要用于燃煤電廠的提前退役，其中包括由氣候投資基金加速煤炭轉型（ClimateInvestmentFundsAcceleratedCoalTransition,CIF-ACT）和能源轉型機制伙伴關系信托基金（ETMPTF）提供的資金。JETP資金包含五個重點投資領域：1）輸電線路和電網部署；2）燃煤電廠的提前退役和逐步退出管理；3）可調度可再生能源的加速運行；4）可變可再生能源的加速運行；5）可再生能源供應鏈的加強。JETP資金將優(yōu)先考慮準備在JETP投資窗口期內融資的項目。亞行ETM資金來源包括政府、多邊銀行、私營部門投資者、慈善機構和長期投資者的的ETM提供2500萬美元贈款，隨后德國和新西蘭陸續(xù)宣布向ETMPTF提供系列贈款，以支持ETM的實施。ETM在印尼和菲律賓均已開展燃煤電廠提前退役試點項目研究，而JETP最初承諾在未來三到五年內為印尼提供200億美元資金，其中100億美元公共資金來自IPG，融資形式包括優(yōu)惠貸款、非優(yōu)惠貸款、多股權投資等；另外100億美元由格拉斯哥凈零金融聯(lián)盟（GlasgowFinancialAllianceforNetZero,GFANZ）旗下的私營融資機構負責籌集，GFANZ工作組成員包括美國銀行、花旗銀行、德意志銀行、匯豐銀行、麥格理銀行、三菱日聯(lián)金融集團和渣打銀行，融資形式包括商業(yè)貸款、公司融資或項目融資，以及股權或準股權投JETP的基本融資理念是將印尼整體能源轉型成本降至最低，盡量使用有限的公共資金作為催化劑，撬動更多的私營資本。運作模式上，GFANZ和其他金融機構提供的資金作為直接來源，可直接作用至被投資的項目；由IPG提供的資金將通過印尼財政部直接管理的DevelopmentBank,MDB）和開發(fā)性金融機構（DevelopmentFinanceInstitution,DFI）等融資自2021年啟動以來，ETM在五個試點國家都取得了不同程度的進展，其中印尼的ETM項目進展最為順利。亞行已與印尼獨立電力生產商（IndependentPowerProducer,IPP）——井里汶電力公司（CirebonElectricPower）及其他相關方簽署非約束性框架協(xié)議，計劃將660兆瓦井里汶燃煤電廠1號機組（Cirebon-1）的退役時間從原本的2042年提前至2035年，比原計劃退役時間提前7年。如實施成功，這將是ETM框架下第一座提前退役的投資領域“燃煤電廠提前退役和管理逐步退出”的兩個目前，ETM正就該項目提前退役進行利益相關方的咨詢。如果最終協(xié)議達成，E計采用混合融資形式助力該電廠提前退役，包含優(yōu)惠資金（來自ETMPTF和CIF-ACT）和JETP方面，經過JETP秘書處和工作組與各政府機構及非政府利益相關者的密切合作，JETP秘書處于2023年11月發(fā)布了印尼綜合投資與政策計劃（CIPP）。CIPP以2050年實現(xiàn)印尼電力部門的凈零排放、2030年實現(xiàn)可再生能源占比44%為目標，為印尼脫碳和能源轉型提供了戰(zhàn)略藍圖。CIPP作為JETP聯(lián)合聲明中商定的成果之一，是2023年版CIPP中概述了并網電力系統(tǒng)的能源轉型路徑，重點主要包括：商定五個將近50個最高優(yōu)先項目；分析能源轉型的資金需求，并探討JETP背景下融資結構的選目前JETP秘書處正在組織進行對離網電力系統(tǒng)以及能源效率和電氣化的研究，這些內容計劃將包含在2024年版CIPP中。此外，CIPP的實施涉及與政府機構和非政府利益相關者的持續(xù)合作，確保政策和資金支持能夠有效落實，以推動第三章JETP和ETM實施方案及印尼政府行動計劃印尼JETP的資金隨著各種追加，已從最初的200億美元增加至216億美元。其中，116億美元為來自IPG的公共資金，具體組成詳見表8《JETP公共資金貢獻單位及占比》。公共資金融資形式包括優(yōu)惠貸款、非優(yōu)惠貸款、多邊開發(fā)銀行擔保、贈款、技術援助和股權投資，具體組成為非優(yōu)惠貸款（15.9億美元）、優(yōu)惠貸款（69.4億美元）、股權投資（3.845億美元）、贈款和技術援助（2.954億美元）、多邊擔保（20億美元）和其他形式從資金結構來看，現(xiàn)有贈款和技術援助資金合計不足資金總額的1.5%。根據JETP秘書處2024年6月30日的披露，約2.816億美元的贈款和技術援助已用于指定用途，并在2024年上半年啟動或已經開始執(zhí)行，共有來自5家金融機構的約40個項目，由8個不同的另外100億美元為私營融資，將來自參與GFANZ工作組的國際銀行。私營融資主要是表8JETP公共資金貢獻單位及占比來源：JETP秘書處及工作組，2023圖3JETP公共資金組成占比來源：JETP秘書處及工作組，2023作為JETP的額外資金池，ETM融資通過CIF-ACT投資計劃提供。作為一個全球基金，ClF-ACT已確認捐款的國家及金額包括：美國貢獻10億美元，英國貢獻5億美元，德國貢獻2.6億歐元，加拿大貢獻10億加元，以及丹麥貢獻的部分資金。印尼的CIF-ACT投資計劃由印尼政府與亞行、世行集團合作制定，計劃利用CIF-ACT的5億美元以及多邊開發(fā)銀行的20.59億美元共同融資，共計25.59億美元，主要用于燃煤電廠的退役、拆除和再表9印尼ETM項目及資金ADB（私營部門）來源：2023年7月13日提交至JETP秘書處的印尼ETM資金計劃截至目前，ETM-CIF-ACT項目中第一部1、印尼國家電力公司（PLN）成果導向貸款（RBL）項目：根據亞行的定義，RBL是一種基于績效的融資方式，其中資金的發(fā)放與既定成果掛鉤。針對擬向PLN提供的加速印尼清潔能源轉型RBL項目，亞行設定了9個與發(fā)放掛鉤的指標（Disbursement-LinkedIndicators），這些指標定義了PLN需要實現(xiàn)的目標，以觸發(fā)貸款的發(fā)放。貸款包括來自亞行的5.3億美元優(yōu)惠貸款和來自CIF-ACT的5000萬美元優(yōu)惠貸款。一旦PLN達到績效目2、印尼國有基礎設施融資公司（PTSMI）早期退役項目：該部分專門提供優(yōu)惠資金，用于提前退役PLN旗下的燃煤電廠。目前，利益相關方們正在就皇后港燃煤電廠項目（PelabuhanRatu）的提前退役進行談判，該項目裝機容量為1050兆瓦的，融資結構10。如果談判成功，該項目將使用ETM聯(lián)合基金中PTSMI提前退役計劃的全部資金表10PTSMI提前退役計劃分配資金1來源：2023年7月13日提交至JETP秘書處的印尼ETM資金計劃3、私營燃煤發(fā)電廠早期退役項目：該部分資金來自CIF-ACT的優(yōu)惠融資，以及由亞行私營部門/私營部門運營部提供的商業(yè)融資，旨在支持獨立發(fā)電商（IPP）擁有的燃煤發(fā)電廠查，其提前退役所需資金估計約為2.5億至3億美元，如果交易成功，將動用部分ETM聯(lián)合基金，資金分配詳見下表11。根據《私營燃煤電廠提前退役計劃》設定的資金總額為5億美元（其中亞行提供了4億美元的商業(yè)資金，CIF-ACT提供了1億美元的優(yōu)惠資金），這意味著如果該退役項目落地，仍有約2億美元的資金剩余（1.5億美元的商業(yè)資金和5000），表11為井里汶1號分配的私營燃煤電廠提前退役項目資金來源：2023年7月13日提交至JETP秘書處的印尼ETM資金計劃根據CIPP測算，要在2030年前，實現(xiàn)五個重點投資領域（輸電和電網；燃煤電廠；可調度可再生能源；可變可再生能源以及可再生能源供應鏈）的投資目標，所需資金之和前退役（1.7GW）需24億美元（靈活性改造13億美元、提前退役11億美元）、可調度可根據從印尼政府收集的項目，目前已有超過400資總額超669億美元，遠遠超過印尼JETP現(xiàn)有承諾的216億美元資金，凸顯出當前資金支持和實際需求間的巨大缺口。在已計劃分配的42億美元公共資金中（含ETM資金），用于燃煤電廠的數額為14.51億美元，其中僅有0.06億美元為贈款或技術援助，10.45億美元為優(yōu)惠貸款，4億美元為非優(yōu)惠貸款，意味著僅靠當前能源轉型機制的資金池并不足以支持JETP項目的資金流動分為直接和間接兩種方式。在直接流動渠道下，私營資本的融資直接流向項目開發(fā)商。在間接流動渠道下，公共資本通常通過開發(fā)金融機構（DFI）、多邊開發(fā)銀行（MDB）或印尼國有基礎設施融資公司（PTSMI）1.確保公共資金的高效利用，避免市場扭曲和擠出商業(yè)融資。JETP將有助于促進市場發(fā)展，調動私營部門資源，并將優(yōu)惠資源重點用于私營部門無法獨立資助和實施的項目。具有商業(yè)可行性的項目可能會吸引商業(yè)銀行的潛在投資，包括來自GFANZ工作組的成員及2.優(yōu)惠資金的分配應遵循JETP的五個投資重點領域（IFA），其優(yōu)先級排序為：IFA1輸電和配電項目，IFA2早期煤炭退役交易，IFA3和IFA4可調度和可變可再生能源項目，4.項目準備融資原則下的選擇標準應與技術評估和公正轉型框架保綜上，以及根據印度尼西亞政府的建議，JETP公共資金將優(yōu)先用于IFA1、IFA2和部圖4JETP資本部署優(yōu)先級來源：JETP秘書處及工作組，2023私營資本應優(yōu)先用于項目融資。在私營融資中，容易獲取的資金形式是無追索或有限追索債務，尤其是“項目融資”貸款。項目融資可根據項目的具體情況，債務規(guī)模、期限和寬如果項目無法完全由私營資本融資，可利用公共資金的催化作用吸引私人資本。這可以通過利用公共資本工具來減輕特定的已識別風險，或通過混合優(yōu)惠和非優(yōu)惠資本降低融對于私營部門認為風險較高或商業(yè)可行性低的高度戰(zhàn)略性的JETP項目，可選擇單獨使用公共資金。這種情況相對受限，只有在JETP秘書處充分分析和咨詢后，確認無法通過使根據CIPP公布的信息，ETM針對燃煤電款、非優(yōu)惠貸款以及贈款。截至目前，針對PLN旗下的燃煤電廠項目，資金支持主要包括優(yōu)惠貸款（2億美元）和贈款（100萬美元）；對于獨立燃煤電廠項目，資金支持則主要由非優(yōu)惠貸款（4億美元）和優(yōu)惠貸款（1億美元）組成（具體見3.1.1，表9《印尼ETM項在獨立燃煤電廠項目中，亞行將預先向現(xiàn)有債權人付款，并以較低的利率和較短的期限成為新的貸款方，利用優(yōu)惠融資縮短債務和股權回報時間，從而實現(xiàn)項目提前退出。以井里汶1號燃煤電廠項目為例，其計劃交易結構主要包括以下三個方面：1）購電協(xié)議）；簽訂合作協(xié)議：在PPA終止的情況下，項目將永久停止燃煤電廠的運營（涉及PLN、印尼政府、亞行和貸款方）；3）簽訂三方協(xié)議：確保項目在新貸款償還后提前退役（涉及在此基礎上，亞行和貸款方將向項目公司提供高級債務，并根據投安排進行還款。此外，印尼投資局（Indon行股份購買交易，以調整股權結構。亞行和貸款方的貸款收益的貸款；2）向股東支付特別股息，以補償因現(xiàn)金流損失報。通過這種綜合性融資和運營安排，確保了提前退役方案的財務可行對屬于印尼國家電力公司所有的燃煤電廠項目，印尼政府和亞行計劃向SMI提供總計8.51億美元的金融中介貸款（FinancialIntermediationLoan，F(xiàn)IL），具體資金構成為：1）ETM資金（2.01億美元9800萬美元CIF-ACT優(yōu)惠貸款、100萬美元CIF-ACT贈款、）；這筆8.51億美元貸款主要包括兩個部分：第一部分加速煤炭退役資金（AcceleratingCoalRetirementFacility，ACRF）將提供債務融資以支持印尼國家電力公司下燃煤電廠的提前退出，重點投資于SMI的能源轉型機制國家平臺（ETMCP）計劃，例如“資產剝離方案”（AssetSpin-offScheme）。在該方案下，SMI將提供：1）投資貸款（債務）：向燃煤發(fā)電廠的投資方或特殊目的公司（SPV）提供貸款，用于支持資產的剝離或重新利用，同時縮短PPA期限，實現(xiàn)提前退役；2）股權投資：通過收購燃煤發(fā)電廠的多數股權，縮短燃煤電廠的運營和經濟壽命，從而減少碳排放。值得注意的是，ACRF的資金將僅用于投），第二部分將是一筆100萬美元的CIF-ACT贈款，用于亞行提供的技術援助，此計劃將JETP資金聚焦于五大重點投資領域：1）輸電線路和電網部署；2）燃煤電站的提前退役和逐步退出管理；3）可調度可再生能源的加速運行；4）可變可再生能源的加速運行；在2030年前，JETP將重點投資可再生能源和電網建設。計劃通過輸展將輸電回路長度大幅增加，并加快太陽能和風能等可再生能源項目的開發(fā)，從而提高可再生能源的發(fā)電占比，減少對化石燃料的依賴。同時，電網的現(xiàn)代化和運營優(yōu)化將有助于更好地連接各島嶼系統(tǒng)，整合可再生能源資源，提升能2030年后，印尼將實施逐步退煤策略，逐步淘汰燃煤發(fā)電廠，轉向更加清潔、可持續(xù)的能源供應。在退煤過程中，印尼政府一方面計劃通過加強可再生能源項目的開發(fā)和建設，確保能源供應的穩(wěn)定性和可靠性；另一方面，通過推進能源技術創(chuàng)新和產業(yè)升級，提為了優(yōu)先支持五個重點投資領域的項目，CIPP中制定了一個標準化的優(yōu)先排序策略，以提供公平的比較并明確投資重點。該策略旨在設定一系列標準，這些標準與JETP指導原則保持一致，并以印尼政府和IPG對JETP資金的分配原則為依據。為了確保資金的最優(yōu)利圖5JETP項目優(yōu)先級標準來源：JETP秘書處及工作組，2023在向JETP申請資助之前，所有項目都需經過兩個關鍵階段。第一個階段是篩選項目，通過篩選標準將不符合JETP投資重點領域的項目排除。第二個階段是優(yōu)先排序，根據優(yōu)先排序標準對項目進行排序，以確定哪些項目最能推動印尼電力部門的發(fā)展，并確?，F(xiàn)有資第一階段由兩個關鍵標準組成，項目篩選前必須滿足兩個條件：一是項目需在JETP確定的五個投資重點領域內，二是項目還須遵守相關政府機構制定的監(jiān)管框架。通過第一階第二階段同樣包含兩個關鍵標準，用于確定符合JETP資助條件的項目的優(yōu)先級。第一個標準是項目對實現(xiàn)JETP目標的關鍵性。第二個標準是項目與JETP主要利益相關者規(guī)劃的契合性，包括但不限于能源與礦產資源部（MEMR）和國家電力融資且已在官方文件中得到認可的項目將優(yōu)先于已獲得融資或尚未得到認可的項目。通過第二階段的項目將被視為JETP優(yōu)先項目。在實施期間，項目必須嚴格遵循JETP框架，如果項目在JETP框架應用上未達到預期下圖說明了優(yōu)先項目選擇的過程。初始項目清單包括來自能源與礦產部、國家電力公司和JETP的提案。首先，通過篩選排除已完成融資并已在建的項目，以及計劃在2030年之后啟動的項目。在篩選后剩下的項目列表中，按照優(yōu)先級標準，圖6選擇JETP項目的方法來源：JETP秘書處及工作組，2023目前JETP已經確定了一份截至2030年的優(yōu)先項目清單，涵蓋超過400個項目。JETP秘書處基于這些項目對JETP電力行業(yè)發(fā)展路徑和印度尼西亞能源轉型的戰(zhàn)略價值，確定了將近50個最高優(yōu)先項目。這份最高優(yōu)先項目清單已傳遞至印尼政府，將為未來的能源轉型2021年，印尼曾宣布計劃在2056年前逐步淘汰所有燃煤電廠，在2023年又進一步將這一時間線提前至2050年。此外，印尼在2022年9月頒布的第112/2022號總統(tǒng)條例《關于加速可再生能源電力供給》中對煤電退出做了具體規(guī)定：除已列入2021-2030年電力商業(yè)規(guī)劃（RUPTL）的燃煤電廠項目和工業(yè)區(qū)的自備電廠外，印尼將不再批準新建燃煤發(fā)電在2024年巴西舉辦的G20峰會上，印尼總統(tǒng)普拉博沃的表態(tài)將印尼燃煤電廠退出時間此前，亞行與印尼政府、PLN和其他發(fā)展伙伴合作制定了印尼燃煤電廠資產加速退役的指示性路線圖。該初步路線圖重點關注爪哇-巴厘島（Java-Bali）和蘇門答臘（Sumatra）區(qū)域，涵蓋國有資產和獨立發(fā)電廠，目標是加速從2026年至2034年累計14GW燃煤電廠表12燃煤電廠加速退出路線圖NaganRayaU1NaganRayaU2來源：氣候投資基金2033年電力供應業(yè)務規(guī)劃（RUPTL）的修訂草案。新規(guī)劃提出，75%的新增發(fā)電裝機容量將來自新能源和可再生能源，總計約60-62GW，包括31GW的基礎負荷型發(fā)電設施、28GW的可變可再生能源。該修訂版將取代現(xiàn)行的2021-2030年RUPTL規(guī)劃，后者曾計劃共識，將采用“加速可再生能源發(fā)展并逐步淘汰煤炭”的情景規(guī)劃，以推動池板，預計每年可節(jié)省1500萬千瓦時電力，并在25年內減少33.96萬噸尼政府還推出“太陽能群島”計劃，擬在4-5年內為數百萬貧困家庭安裝屋頂太陽能電池板。印尼太陽能項目還包括：在礦場舊址、非生產性土地上興建大規(guī)模太陽能發(fā)電廠，在水壩建造浮式太陽能發(fā)電場，屋頂太陽能板，以及將蒸汽發(fā)電廠改為太陽能發(fā)電廠等。這些舉第四章能源轉型機制的影響分析能源轉型是印尼實現(xiàn)長期經濟愿景的重要組成部分，能源轉型機制的出臺將會加速低碳發(fā)展，最終幫助印尼達到凈零目標。JETP的重點是建立健全的監(jiān)管框架和戰(zhàn)略計劃，其帶來的資金和技術支持將有助于印尼現(xiàn)有政策的落地，如支持落實停止發(fā)展2021-2030年現(xiàn)行電力供應計劃（RUPTL）中列出的計劃中的并網燃煤電廠的政策，并根據《可再生能源總統(tǒng)令》第112/2022號，確認完全暫停所有新投資的并網燃煤發(fā)電廠。同時，能源轉型機制也將為印尼未來政策的出臺奠定規(guī)劃和實踐基礎，如促進可再生能源法規(guī)的建立，以及實現(xiàn)電力行業(yè)凈零排放為目標，其對并網系統(tǒng)的路徑目標包括：到2030年，并網電力部門總排放量達到峰值，排放量不超過2.5億噸二氧化碳；到2030年，可再生能源發(fā)電占比達到44%。這一目標超越了印尼政府和IPG聯(lián)合聲明中的到2030年可再生能源至少占總發(fā)電CIPP作為聯(lián)合聲明的成果，為印尼實現(xiàn)能源轉型提供了戰(zhàn)略方向。該投資計劃根據多方意見編寫，這些意見由JETP秘書處協(xié)調，并與各利益相關方，尤其是印尼政府內的多個機構進行了磋商。盡管CIPP不具備法律效力，但在其編制和呈現(xiàn)過程中已經引入了政府的利益相關方，為印尼政府在JETP過程中進行電力部門規(guī)劃和政策制定提供了基礎和藍圖，此外，ETM機制對燃煤電廠提前退役試點項目的探索，將會為政府在此領域政策的出臺提供指導和依據。試點項目的推行不僅可以向政府展示燃煤電廠提前退役的可行性，還作為東盟最大的經濟體，印尼是全球最大的煤炭生產國和出口國之一，煤炭開采占據了印尼國民生產總值的約6.6%，是該國最重要的商品之一?！?9】印尼的電力行業(yè)為其經濟發(fā)展提供了強有力的支持，并在過去三十年中快速增長。支持印尼經濟發(fā)展是JETP的核心目標之一，該機制旨在利用清潔能源作為印尼經濟的催化劑，吸引更多的可再生能源投資和推動能源經濟的創(chuàng)新。燃煤電廠的退出在一定程度上將對印尼經濟產生影響，但同時也可再生能源的發(fā)展將推動印尼經濟的多樣化，使其從依賴煤炭的單一經濟模式轉變?yōu)榘稍偕茉醇捌湎嚓P組件在內的綠色經濟鏈。印尼經濟統(tǒng)籌部長艾爾朗加在2024年印尼綠色經濟博覽會上表示，長期實施綠色經濟預計將幫助印尼在2045年之前將經濟增長率穩(wěn)定在6.22%左右，減少相當于8600萬噸二氧化碳的排放量，并創(chuàng)造440萬個就業(yè)機會。綠色經濟的關鍵舉措包括在更大范圍內推廣和利用以太陽能、風能為主的可再生能源?！?0】加速部署可再生能源發(fā)電廠和輸電線路的建設將對能源行業(yè)之外的多個行業(yè)產生深遠影響。制造業(yè)將因發(fā)電廠和輸電關鍵部件的材料和產品需求增加而受益。例如，隨著太陽能電池板及其他可再生能源基礎設施需求的增長，這些材料的市場將擴大，進而推動原材料制造需求的上升，這也可能吸引企業(yè)在印尼建立生產設施，從而進一步增強經濟的正面效應。同時，使用可再生能源生產的低碳產品將有助于印尼制造商在新產品和新市場中獲得競爭優(yōu)勢，促進產品出口。建筑行業(yè)作為可再生能源電廠和輸電線路建設的直接受益者，將在未來得到進一步擴展，并在行業(yè)發(fā)展過程中引領由于能源轉型需要大量的資金投入，這一變革還將對印尼的金融服務業(yè)產生顯著影響。根據JETP的投資方案，到2030年，印尼電力部門將需要累計1400億國際氣候倡議2019年在越南做的研究表明，用太陽能或風能取代煤炭發(fā)電將使平均兆瓦（MW）容量的工作崗位數量增加一倍以上。據JETP預測，每兆瓦太陽能裝機量將創(chuàng)造3.5個工作崗位，每兆瓦風能裝機量將創(chuàng)造2.8個工作崗位，而印尼現(xiàn)在運行中的煤電廠，這些新崗位將有助于減少失業(yè)率，緩解燃煤電廠逐步退出過程中對公眾就業(yè)帶來的負面影響。根據一項使用太陽能光伏發(fā)電取代Suralaya燃煤電廠的評估研究，使用產生同等電量主要集中在建設、制造和專業(yè)服務領域，同時也將創(chuàng)造間接和其燃煤電廠的逐步關閉、會導致現(xiàn)有工作崗位的流失，特別是對于那些高度依賴煤炭產業(yè)的社區(qū)。為了應對這一挑戰(zhàn)，CIPP提到，印尼需要實施電子技能和職業(yè)培訓相關的社會援助項目，例如技術性職業(yè)教育和培訓項目（TechnicalVocationalEducationandTrainingprogram,TVET）。這些項目應作為國家就業(yè)計劃的一部分，在相對早期階段開始實施，以能源轉型中燃煤電廠的退出也將為印尼帶來環(huán)境和健康的正效益。印尼的煤炭發(fā)電量在過去十年中翻了一倍，而燃煤發(fā)電會釋放大量細小顆粒物和有毒物質，這些物質與心血管疾病、呼吸系統(tǒng)疾病以及癌癥等多種嚴重健康問題密切相關。燃煤導致的空氣污染被認為是多種非傳染性疾病的直接誘因?！?3】根據綠色和平印尼辦公室2015年的報告顯示，印將會使平均每年死亡人數增加600?！?4】除此之外，能源轉型也將進一步減少溫室氣體排印尼的煤炭產量和出口數量在2023年創(chuàng)下新高，但全球能源市場的變化和國內政策的驅動正逐漸削弱燃煤電廠的主導地位?！?5】高煤價雖暫時維持了煤炭廠商的收益，但能源轉型的迫切性日益增加。以井里汶燃煤電廠（Cirebon-1）為例，該項目運營商表示，加入ETM的主要原因是其股東致力于實現(xiàn)凈零排放，顯示出燃煤電廠利益相關方對項目提前退役的潛在意向和興趣?！?6】除此之外，亞行表示其正在與印尼其他燃煤電廠業(yè)主討論提前退役事宜，并將與包括印尼主權財富基金以及行業(yè)協(xié)會在內的許多利益相關者合作，尋找更多可以加速化石能源向清潔能源轉型的潛在交易?！?7】JETP重點關注印尼電力系統(tǒng)的脫碳，特別是可再生能源的加速部署和燃煤電廠的提前退出。根據CIPP的規(guī)劃，到2030年，以光伏和風電為主的可變可再生能源在印尼電力系統(tǒng)中的占比將從目前的不足1%提升至14%，裝機容量將從目前的不足1GW激增至37GW。燃煤電廠方面，除了井里汶燃煤電廠和皇后港燃煤電廠（PelabuhanRatu）這兩個JETP重點的優(yōu)先項目已經在ETM支持下開始研究實施外，CIPP預測，到2040年，在隨著印尼政府凈零目標和退煤目標的提出，以及相應政策制度的規(guī)劃和推行，印尼以燃煤電廠為主的化石能源項目將面臨包括政策、經濟、企業(yè)政策層面，印尼政府正在加快燃煤電廠的退出進程。根據CIPP的預測，印尼燃煤電廠的裝機量在2030年前仍處于上升狀態(tài)，在2030年達到頂峰后開始逐步下降。這意味著在2030年前仍有新的燃煤電廠投入運營，然而，如果按照2040年前全部退出的時間線，新投入運營的項目將面臨運營年限不足15年的困境，且監(jiān)管要求將更加嚴格，資金擱置和項目經濟層面，根據雅加達智庫基本服務改革研究所（InstituteforEssentialServicesReform,IESR）發(fā)布的《2023年印尼電力平準化成本和儲能平準化成本的最新更新》報告顯示，隨著以太陽能和風能為主的可再生能源技術不斷發(fā)展，且成本持續(xù)下降，其平準化成本將進一步降低。目前，燃煤電廠的成本優(yōu)勢主要得益于印尼國內市場義務（DMO）規(guī)定的煤炭價格上限，使得煤價遠低于市場水平。一旦價格上限取消，傳統(tǒng)燃煤電廠在未來將不再具備競爭力?！?8】另一方面，如果將空氣、水和氣候成本計算在內，現(xiàn)有煤炭的平均運營成本將比清潔能源的成本高出27%，即建設和運營新的可再生能源比幾乎所有的燃煤電廠都更具成本效益?！?9】此外，未來煤炭價格上漲以及印尼碳排放稅的實施也將進一步推高燃煤電廠的運營成本。印尼于2021年頒布了碳稅法，旨在合理化煤炭隱藏成本，規(guī)定凡是購買生產過程中產生碳排放商品的企業(yè)或個人，均須繳納碳稅。該稅主要針對從事碳排放活動的企業(yè)，特別是涉及煤炭的經濟活動。政府計劃自2025年起實施碳稅法【30】，規(guī)定碳稅的最低稅率為每公斤二氧化碳當量或等價單位30印尼盾，【31】燃煤電廠每生產一兆瓦時的電能，就會向大氣排放700至900噸二氧化碳，這將給項目和企業(yè)帶來一定的負擔。相比之下，太陽能發(fā)電廠場每兆瓦時僅產生約50公斤二氧化碳，企業(yè)聲譽層面，隨著全球對氣候變化的關注增強，繼續(xù)投資或運營燃煤電廠的企業(yè)可能被視為與全球減排目標背道而馳，從而損害其在國際市場上的聲譽。一些印尼煤炭企業(yè)在對氣候風險進行重新評估，投資者和融資機構正在逐漸遠離高碳排放的項目，轉而支持可再生能源的發(fā)展。企業(yè)在未來要想獲得資本繼續(xù)依賴燃煤電廠的企業(yè)可能會面臨投資者撤資或融資成本上升的風險。公眾對環(huán)境問題的關注日益增加，特別是在印尼這樣一個受氣候變化影響嚴重的國家。燃煤電廠被廣泛認為是空氣污染、酸雨以及健康問題的主要來源之一，不僅可能加劇企業(yè)與社區(qū)的緊張關系，還可能引發(fā)抗議、訴訟和更加嚴格的監(jiān)管，進JETP為印尼提供了一條較為清晰的能源轉型發(fā)展路徑，涵蓋了輸電線路升級、燃煤電廠的提前退役和逐步退出、可再生能源投資以及可再生能源供應鏈的發(fā)展。ETM則為燃煤電廠的提前退出提供了具體的可行性研究并促進退出協(xié)議達成。通過這些能源轉型機制，印尼將加強與多邊或私營金融機構以及國際組織的合作與聯(lián)合。這將為印尼帶來技術轉移、人才培養(yǎng)和管理經驗的共享，推動國內新能源產業(yè)鏈的完善和升級。在全球可再生能源行業(yè)的快速發(fā)展中，印尼有望通過這些機制成為區(qū)域內甚至全球的重要參與者，推動能第五章能源轉型試點項目分析與提前退出案例測算燃煤電廠的提前退出是印尼能源轉型中至關重要且極具挑戰(zhàn)性的一步，需要印尼政府、出資國政府和國際機構的共同努力。在亞行領導的ETM框架下，獨立發(fā)電商CirebonElectricPower（CEP）所有的井里汶1號（Cirebon-1）660兆瓦燃煤電廠作為目前進展最快的項目，已取得階段性成果。同時，印尼國家電力公司所有的皇后港燃煤電廠項目（PelabuhanRatu）也已進入提前退出的規(guī)劃研究階段。井里汶1號和皇后港燃煤電廠作為JETP優(yōu)先項目，其背景及現(xiàn)狀均備受關注。本節(jié)旨在通過對以上兩個燃煤電廠項目的提前退出分析，為印尼其他燃煤電廠的退出提供思路和經CirebonElectricPower是一家位于印尼西爪哇的獨立發(fā)電商，由日本丸紅株式會社（MarubeniCorporation）牽頭，與韓國電力公社（KEPCO）和印尼當地公司共同持有，擁有兩個燃煤發(fā)電機組。其中，井里汶1號機組于2012年投入使用，隸屬印尼最大最完善的電力系統(tǒng)爪哇-馬都拉-巴厘島（Java-Madura-Bali）電力系統(tǒng)。該項目總成本約8.5億美元，號燃煤電廠通過采取“公正且性別平等”的能源轉型路徑，加速從煤炭向清潔能源的轉變，邁井里汶1號燃煤電廠已運行12年，作為一座處于“中老年”階段的電廠，現(xiàn)已度過初期建設和高成本投入的階段，進入運營穩(wěn)定期。項目穩(wěn)定的現(xiàn)金流和盈利能力，使其具備良好的財務結構，適合進行再融資。同時，其所有者有提前退役的意愿，并已經有積極的企2022年11月，亞行與項目主要合作伙伴簽署諒解備忘錄，后又簽署非約束性框架協(xié)退役計劃預計將通過混合融資模式實施，總融資金額為3億美元，其中包括2.5億美元的非優(yōu)惠貸款（由亞行私營部門業(yè)務資本提供）和0.5億美元的優(yōu)惠貸款（由CIF-ACT提供）。根據交易模式，亞行將成為該項目的新貸款方，在縮短的PPA期限內完成貸款償綜上，在短期內，該項目會繼續(xù)運營，同時開展轉型計劃，根據亞行披露，該項目正處于利益相關方咨詢階段，原計劃于2024年完成提前退役計劃的最終交易。盡管企業(yè)聲明情況樂觀，但目前來看交易有推遲跡象，其實踐仍面臨眾多挑戰(zhàn)。待最終交易確認后，該項目將按照退役機制執(zhí)行，在縮短的購電協(xié)議期限結束時，項目所有者將根據合同義務永久終止無減排燃煤運營，并制定與亞行商定的后購電協(xié)議計劃。后購電協(xié)議計劃活動將涉皇后港燃煤電廠位于印尼西爪哇的蘇卡布米，該項目由印尼國家電力公司獨資所有，同屬于爪哇-馬都拉-巴厘島電力系統(tǒng)，于2013年正式投入運營。項目成本約為14億美元，【35】包括約6.6億美元債務融資?！?6】電廠總裝機容量約為1050MW，由三臺機組組成，每皇后港燃煤電廠的提前退役被列為優(yōu)先項目，這不僅因為其在環(huán)境、生態(tài)和經濟效益方面的重要性，還因其與所有者的戰(zhàn)略目標高度一致?！?7】根據印尼國家電力公司2022年計劃，皇后港燃煤電廠將縮短剩余運行壽命，于2037年提前退役，此次運營期的縮短將減作為JETP優(yōu)先項目，皇后港燃煤電廠將獲得ETM約2億美元的資金支持。然而，根據CIPP評估，該項目提前退出預計需要8.3億美元，目前亞行表示該項目處于研究階段。33MW風電，以及676MWh儲能電池）進行替代，總投資約23.44億美元。該可再生能源在短期內，該項目將繼續(xù)運營，同時制定包括提高運營效率和探索整合可再生能源在內的轉型計劃，以逐步減少煤炭使用和碳排放。長遠來看，該項目可能經歷更重大的轉型，包括實現(xiàn)提前退役或完全改用可再生能源，實現(xiàn)該轉型的關鍵在于資金、技術選擇和在項目的選擇上，基于印尼燃煤電廠的特性，ETM分別選定了由獨立發(fā)電商和印尼國家電力公司運營的兩個項目作為試點項目。這兩個項目均已運行超過十年，其財務結構符合再融資需求，且均屬于爪哇-馬都拉-巴厘島電力系統(tǒng)，該電力系統(tǒng)滿足了印尼約70%的電力需求。兩個項目均位于印尼電網完整度最高、電力建設最快的區(qū)域，由于當地電網容量處于過剩狀態(tài)，燃煤電廠的提前退出不會對區(qū)域電力供應造成影響，從而為試點項目的實在能源轉型機制方面，兩個項目均被列為JETP的優(yōu)先項目。井里汶1號燃煤電廠作為ETM進展最快的試點項目，目前已完成初步轉型評估和環(huán)境及社會合規(guī)審計，具備更清晰的退出路徑，未來有望獲得更多資源，成功實現(xiàn)燃煤機組的提前退役。相比之下，皇后港從資金結構上看，兩個項目的再融資路徑有所區(qū)別。井里汶1號燃煤電廠作為獨立煤電項目，其融資路徑更為清晰；而皇后港燃煤電廠則因所有權歸印尼國家電力公司，其退出計劃需涉及更多公共資金和國家政策的協(xié)調。根據計劃，這兩個試點項目的再融資工作在兩個試點項目未來發(fā)展?jié)摿Ψ矫妫镢?號燃煤電廠在亞行ETM支持下，具備較高的提前退役可行性。如果最終協(xié)議達成，該項目將成為印尼煤電提前退出的標桿示范，為印尼以及其他東南亞國家燃煤電廠提前退出帶來寶貴實踐經驗。而皇后港燃煤電廠由于規(guī)劃暫不明晰，其轉型過程可能更為漫長，但在國際資金支持及政策激勵到位的情況下，仍可能在未來完成退出或轉型，為印尼的能表13項目信息對比西爪哇省速卡密（Sukabumi）的Pelabuhan預計提前退出提前退出資金能源轉型機制短期內繼續(xù)運營，同時制定轉型計劃；中長來源：根據印尼綜合投資與政策計劃和亞行官網整理井里汶1號燃煤電廠和皇后港燃煤電廠均為其他燃煤電廠在能源轉型機制推動下提前退出或轉型提供了啟示和示范。試點項目的選擇標準、轉型資金來源及提前退出方案等，為印尼及其他東南亞國家的能源轉型路徑探索提供了參考。然而，不同發(fā)電廠在實現(xiàn)提前退出或能源轉型過程中仍面臨不同的資金需求、技術可行性以及一是資金需求存在差異，各煤電廠因運行時間、財務狀況和設施老化程度不同，其退出或轉型所需的資金規(guī)模差異顯著，特別是老舊電廠的改造成本更為高昂。有效利用國際能源轉型機制（如JETP和ETM）提供的資金支持，以及投資國和東道國的財稅政策，吸引多方投資，是解決資金問題的關鍵。二是技術可行性有待提高，煤電項目在轉型過程中需克服多種技術難題，例如使用可再生能源替代、建設新型電力系統(tǒng)，以及提升電網穩(wěn)定性及靈活性，從而支持能源結構的轉型。三是公正轉型難度大，煤電行業(yè)涉及大量就業(yè)崗位，能源轉型必須考慮工人利益，通過再就業(yè)培訓和經濟補償，確保社區(qū)和地區(qū)經濟的平穩(wěn)過渡。四是轉型進程透明度不足，2022年11月14日，亞行、印度尼西亞投資局、印尼國家電力公司和CirebonElectricPower簽署諒解備忘錄，但最終協(xié)議尚未公開，且當地等社會團體對項目退役的詳細信息獲取有限。五是現(xiàn)有購電協(xié)議的限制，對于無法獲得優(yōu)惠融資的獨立發(fā)電項目，若提前退役可能觸發(fā)購電協(xié)議中的賠償條款，談判修改PPA內容面對上述挑戰(zhàn)，印尼獨立煤電廠可以積極尋求國際支持與合作，充分利用國際機制提供的資金支持和技術援助，加速能源轉型。根據亞行披露，其正在摸排印尼現(xiàn)存獨立燃煤電廠提前退出及轉型意愿，旨在助力更多項目快速轉型。與此同時，各項目需加快創(chuàng)新技術和可再生能源的應用，以能源轉型為契機，大力發(fā)展可再生能源，如風能、太陽能等。通過調整企業(yè)資產結構，逐步減少對煤炭的依賴，最終實現(xiàn)能源結井里汶1號燃煤電廠在再融資和社會責任規(guī)劃上的探索為其他獨立煤電項目提供了重要參考?；屎蟾廴济弘姀S則展現(xiàn)了國有煤電項目在轉型中的獨特路徑。未來這兩個試點項目如若實施成功，有望為印尼更多煤電項目的退出或轉型提供借鑒，進一步加速印尼的能傳統(tǒng)的獨立煤電項目在印尼電力系統(tǒng)中發(fā)揮重要作用，尤其是由中、日、韓資企業(yè)投資運營的獨立煤電項目，占據印尼外資獨立煤電項目的主要份額。這些項目不僅是印尼電力供應的重要組成部分，也體現(xiàn)了中日韓在東印尼目前正在建設及運營的獨立煤電項目中，中資項目共16個，分別由7家中資公司投資，項目分布在蘇門答臘、爪哇-巴厘、蘇拉威西和加里曼丹區(qū)域；日資項目5個、韓資項目1個、日韓合作項目2個，由8家企業(yè)投資，主要集中于爪哇-巴厘和加里曼丹區(qū)域。從投產年份上看，印尼外資獨立煤電項目主要集中于21世紀10年代年代后，由于韓國、日本和中國先后宣布停止海外煤電投資，新投產的煤電項目數量顯著下降?，F(xiàn)存項目的PPA期限一般為25年或30年，在印尼現(xiàn)行的燃煤電廠退出政策下，這表14印尼中資煤電項目信息表/來源：馬里蘭大學報告《印度尼西亞加速煤炭轉型對中國發(fā)電商的影響》及項目官方披露【40】表15印尼日/韓資煤電項目信息表來源：根據GlobalEnergyMonitor（2024年7月更新內容）整理【41】在印尼獨立煤電項目中，國家能源集團的爪哇7號項目是目前中國企業(yè)在海外投資建設的最大規(guī)模燃煤電站，具備印尼電力建設史上裝機容量最大、參數最高、技術最先進、指標最優(yōu)等特點。該項目機組分別于2019年和2020年投產運營，PPA期限為25年，預計由于爪哇7號項目數據公開性強，且投產年份在印尼現(xiàn)有煤電廠項目中具有較強代表性，故本報告選取該項目作為提前退出資金需求測算的案例，以探討燃煤電廠項目在能源本報告采用項目股東收益凈現(xiàn)金流測算方法，以凈現(xiàn)值（NPV）為核心衡量指標，評估項目在正常運行與參與ETM機制下提前退出的資金需求。測算基于項目現(xiàn)有公開信息，結合印尼能源轉型試點項目退出策略，結合印尼最新的退煤承諾時間線，設定2040年為項2、項目參與ETM機制，在2040年退出運營：即項目通過參與ETM機制，利用低息貸款置換現(xiàn)有融資債務，并在項目剩余運營年限內償還，年后參與ETM）對股東收益凈現(xiàn)值的影響，量化參與ETM的時間對項目經濟性影響。凈現(xiàn)值（NPV）用于衡量項目計算期內，按設定折現(xiàn)率或基準收益率計算的各年凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值之和。股東收益凈現(xiàn)值反映的是項目扣除融資成本后，本報告以項目正常運行至PPA期限結束和提前退出兩種情景下股東收益凈現(xiàn)值相等為●參與ETM機制所需的貸款數額（新貸款僅CO（CashOutflow，現(xiàn)金流出）表示項目各成本支出，包括煤炭支出、項目運營管理N：還本付息年限年平均所得稅=（年平均電費收入-煤炭支出-年運營管理費年平均所得稅=（年平均電費收入-煤炭支出-年表16爪哇7號項目測算信息表123PLNNusantaraRenewables43456789PWCAlternatingCurrents:IndonesianIndustrySurvey201基于上述數據和假設，報告通過項目股東收益凈現(xiàn)金流測算方法，對該項目在正常運在測算數據不考慮未來碳稅及各項環(huán)境成本前提下，測算結果顯示：爪哇7號項目正常運行至2040年退出需要資金約為9.13億美元。參與ETM機制可以有效降低其提前退出的資金需求：項目運行8年后參與ETM可減少約2.79億美元，運行10年后參與減少約從數據對比可得，項目運行8年后參與ETM比項目正常運行至2040年退出節(jié)省近表17爪哇7號項目提前退出資金需求測算結果123報告進一步測算了不同時間節(jié)點下，項目所需的ETM貸款總額及優(yōu)惠貸款和非優(yōu)惠貸8年后參與ETM，需要的貸款金額約7.58億美元；運行10年后參與，需要的貸款金額約對ETM而言，若想推動現(xiàn)有燃煤電廠項目參與，加速重點煤電項目的轉型，應進一步增加燃煤電廠提前退出資金池的規(guī)模。同時，根據井里汶燃煤電廠項目公開信息，該試點項目中，ETM提供的優(yōu)惠貸款僅占16.7%，其余83.3%仍需商業(yè)貸款。因此，提升優(yōu)惠貸款份額、降低商業(yè)貸款利率，或結合可再生能源項目優(yōu)惠融資條件作為置換方案，可能是表18參與ETM機制所需的貸款數額123現(xiàn)有項目提前退出資金需求較大，參與ETM機制可以有效降低燃煤電廠提前退出的資ETM貸款資金需求龐大，現(xiàn)有資金池可能無法滿足未來項目參與需求。為有效彌補資金缺口，應加大公共資金投入，同時加速撬動私營部門資金入場，增強ETM資金支持的充項目經濟性仍是燃煤電廠股東考量的主要因素，增加優(yōu)惠貸款比例或降低商業(yè)貸款利率，將進一步提高提前退出的吸引力和可行性，為印尼能源轉型提供更具可持續(xù)性的金融第六章中資企業(yè)視角：印尼能源轉型的機遇與挑戰(zhàn)自中國宣布不再新建境外燃煤電廠以來，中資企業(yè)逐步加強在海外可再生能源領域的發(fā)展規(guī)劃。隨著印尼能源轉型進程的加快，當地政府加大可再生能源發(fā)展力度，印尼豐富的可再生能源開發(fā)潛力使其成為中資企業(yè)投資的重點區(qū)域之一。例如，在印尼擁有三座燃伏電站項目，標志著其在印尼的能源投資從傳統(tǒng)煤炭投資到可再生能源投資的轉型。同時，其他發(fā)電企業(yè)近年來也開始規(guī)劃在印尼的可再生能源項目布局。這些舉措反映出中資通過訪談，中資企業(yè)表示，現(xiàn)存海外中資煤電廠體量大，投資額高，其轉型問題受到企業(yè)內部重視。由于近年來全球能源轉型趨勢顯著，海外中資煤電廠面臨壓力，因此可實施性強的能源轉型機制將可能成為企業(yè)煤電資產印尼政府從2021年宣布計劃在2056年前逐步淘汰所有燃煤電廠，到2023年將目標提時間大幅縮短，同時，未來煤炭價格和碳稅政策的不確定性將會進一步影響現(xiàn)有燃煤電廠的收益和發(fā)展前景，尤其是對于仍在建設中或剛投運的項目。如果退煤政策全面落地，且煤炭價格不再具備利潤優(yōu)勢，企業(yè)將面臨政策壓力和市場風險，能源轉型機制則是緩解這印尼現(xiàn)有中資燃煤電廠項目中有不少采用美元計價，近年來國際市場上美元貸款項目的融資利率不斷攀升，顯著增加了企業(yè)的資金成本壓力。如果能源轉型機制能夠通過再融資模式提供低息貸款，置換現(xiàn)有項目貸款，從而降低燃煤電廠項目提前退役的成本，這將為承受高資金成本壓力的企業(yè)提供一種更具成本效益的融資方式井里汶1號燃煤電廠若能如期提前退出，將為處于相似階段的燃煤電廠提供借鑒案例。一些持有已運行多年、達到盈利階段的燃煤電廠項目的企業(yè)，對通過能源轉型機制進從另一方面看，盡管企業(yè)認為能源轉型機制一定程度上有助于推動燃煤電廠的提前退燃煤電廠在印尼電力系統(tǒng)中占據主要位置，目前可再生能源僅占總發(fā)電量的13%左右，其中風能和太陽能的總和不足1%。要實現(xiàn)燃煤電廠的逐步退出，勢必需要大幅度提高可再生能源在電力系統(tǒng)中的占比。但研究表明，當可再生能源比例超過15%時，將對現(xiàn)有電網系統(tǒng)運行產生明顯影響，也對傳統(tǒng)電網穩(wěn)定性和靈活性提出了挑戰(zhàn)?！?9】印尼未來可再生能源的大規(guī)模發(fā)展可能對當地電網穩(wěn)定性構成威脅。如果電網穩(wěn)定性無法得到提高，燃煤電廠能否按既定目標實現(xiàn)提前退出將存疑。企業(yè)表示，在儲能技術沒有取得新突破的情況下，可變可再生能源（如風能和太陽能）能否滿足印尼電力供應的需與此同時，印尼國家電力公司效率水平需進一步提高。隨著燃煤電廠退出時間表的臨近，企業(yè)認為相關的電網改造和儲能配套建設工作需要加速推進，以確這些燃煤電廠的逐步退出需要政府主導制定詳細規(guī)劃。應根據燃煤電廠的技術類型、在電網中的重要性及碳排放水平進行分階段的評估和排序，并出臺明確的時間表。然而，現(xiàn)有能源轉型機制均不具備法律效力，最終能源轉型的實際進展仍依賴于印尼政府的決策和具此外，能源轉型機制的資金規(guī)模目前遠遠不足以滿足印尼能源轉型的需求，再加上印尼新首都遷移需要大量資金投入，轉型資金與國家發(fā)展資金之間可能存在矛盾，進一步增企業(yè)還指出，印尼現(xiàn)有可再生能源投資政策中對外資控股比例的限制較為嚴苛，阻礙了可再生能源項目的外資參與度，降低了燃煤電廠退出后在原址進行再利用的可能性，限企業(yè)表示，在現(xiàn)有能源轉型機制中應進一步明確燃煤電廠退出相關補償及再融資機制，包括針對具體項目，能源轉型機制能夠提供的資金規(guī)模、補償標準及再融資的優(yōu)惠力度。燃煤電廠退出后，場地的再利用政策也是企業(yè)關注的重點，退出后的原址是否可以改造用于可再生能源項目建設，也是企業(yè)評估參與意愿的重要依據之一。企業(yè)認為將原址改為可再生能源項目不僅能夠降低環(huán)境和氣候風險，也有益于社區(qū)發(fā)展和現(xiàn)有職工再就業(yè)，同時，能源轉型機制實施的透明度也需進一步加強。目前燃煤電廠提前退出試點項目（如井里汶1號燃煤電廠項目）的協(xié)議條款和合同內容并未公開，其他項目難以借鑒和參考，企業(yè)對機制的操作流程和利益分配缺乏清晰認知。機制本身在法律法規(guī)上的支持力度不足，后續(xù)大規(guī)模執(zhí)行可能面臨法律和金融方面的阻礙。例如，銀行可能對項目擔保或提第七章JETP和ETM機制下印尼典型能源項目發(fā)展路徑及挑戰(zhàn)印尼正在加快燃煤電廠的退出進程。對于規(guī)劃、在建和運營年限較短的煤電廠而言，提前退出已是必由之路；而對于運營年限較長的煤電廠，提前退出一定程度上有利于企業(yè)JETP機制強調有管理地逐步淘汰煤電廠策略，包括將現(xiàn)有資產重新靈活運營和提前退役等。從碳排放角度來看，提前退役和替代方案的減排效果最為顯著，其碳排放量將遠低于繼續(xù)依賴現(xiàn)有燃煤電廠的靈活運營方案。雖然短期內這些方案可能需要大量的資本投入，用于補償電廠所有者、支付退役費用和建設替代的清潔能源設施，但可再生能源的低運營成本和不斷下降的資本成本將使這些方案在未來更具經濟優(yōu)勢。此外，隨著煤電資產燃煤電廠提前退役試點項目的推行，展示了在亞行支持下，印尼國家電力公司和印尼政府切實落實燃煤電廠提前退役路線圖的意愿，為印尼燃煤電廠項目在能源轉型背景下的根據印尼現(xiàn)有燃煤電廠所處的不同階段，可以制定不對于規(guī)劃及在建的項目，需根據前期投入、運營成本和投資回收期的測算，審慎評估繼續(xù)推進項目建設的風險與回報，綜合考慮持續(xù)推進項目的多維影響，對項目建設的必要性進行重新論證和再評估，以降低因環(huán)境政策變化導致的資產擱置及其相關的減值損失風險。相對于已經投入運營的煤電廠而言，仍在規(guī)劃和在建中的項目，或具備較大的改造空對于運行年限較短的項目，其前期投入成本相對較高，且因減碳技術的更新，通常不具備列入優(yōu)先退出序列的條件，因此轉型難度相對較大。一方面，為實現(xiàn)能源轉型并減少未來資產損失風險，企業(yè)應盡早意識到東道國能源轉型趨勢的不可逆性，在必要情況下可設立專門的工作小組或指定專門人員，對煤炭資產轉型開啟全面的技術經濟分析，評估提前退役方案的財務可行性和環(huán)境效益，根據項目條件確定最優(yōu)的退出時間表和策略組合。另一方面，企業(yè)應積極尋求代償性措施。盡管運營年限較短的煤電廠往往不處于轉型資助的優(yōu)先順位，但仍可通過提前退役帶來的環(huán)境效益而爭取潛在的代償，例如向多邊金融機對于運行年限較長的項目，其通常已經收回大部分或全部成本，但伴隨折舊損耗等存量資產貶值，項目再交易也不具有市場競爭力。此類項目通常一定程度上滿足國際轉型機制對優(yōu)先退出項目的部分篩選標準，易于獲得轉型資金支持，國家電力公司或獨立發(fā)電商應參考試點項目的退出方案，積極尋求及配合能源轉型機制的支持。以南非Komati電廠為燃煤電廠，以220MW的可再生能源解決方案（150MW太陽能光伏、70MW風能，再加150MW電池儲能）來重新利用項目所在區(qū)域，并為工人和社區(qū)提供支持。該貸款設有5年的資本償還寬限期，隨后分15年逐步償還【50】。通過提前規(guī)劃和積極與利益相關方的交流合作，燃煤電廠項目可以獲得國際資金支持和政策保障，最大限度地降低系統(tǒng)成本和減排成本。燃煤電廠的提前退出也有助于企業(yè)提升ESG表現(xiàn)，進一步提升企業(yè)聲譽與信譽，為在印尼的能源轉型過程中，電力購買協(xié)議（PPA）變更是煤電項目面臨的重大挑戰(zhàn)之一。PPA通常是由煤電項目與印尼國家電力公司簽訂，是規(guī)定了電力供應量、價格和合同期限的長期合同。這些合同為煤電項目提供了穩(wěn)定的收入保障，但也限制了項目在轉型過根據印尼能源與礦產資源部的報告，印尼現(xiàn)有的PPA大多數為20年以上的長期合同，最長可達30年，項目總發(fā)電能力超過30GW。這些合同中的電價通常是固定的，且與煤炭價格掛鉤，這使得煤電項目在進行能源轉型時，限制了可再生能源的可用空間，難以靈活在實際操作中，PPA的變更不僅需要法律上的重新談判，還涉及復雜的經濟利益分配。例如，如果煤電項目整合了可再生能源，原有的煤炭發(fā)電量可能會減少，這意味著項目向PLN供應的電力將不再是全部來自煤炭。這種變化可能需要重新計算電價和供應條款，以反映新的能源結構。PLN承擔著確保全國電力供應穩(wěn)定的責任，對電力供應的變化持保守態(tài)度，尤其是在電力需求高峰期，PLN對電力供應波動的接受程度較低，增加了此外，PPA的變更還可能引發(fā)違約風險及投資者的擔憂。煤電項目通常依賴PPA提供的穩(wěn)定現(xiàn)金流來償還貸款和支付運營費用。如果PPA發(fā)生變更，可能會影響項目的財務穩(wěn)為了解決PPA變更難題，印尼政府可以考慮制定新的政策，如引入靈活的PPA合同，允許在一定條件下調整供應量和價格，或為轉型項目提供額外的補貼和激勵措施等。此外，政府和國際金融機構還可以提供法律和技術支持，協(xié)助項目與PLN進行有效談判，確盡管能源轉型機制為印尼的綠色轉型提供了大量的資金支持，但資金缺口仍然是煤電項目在轉型過程中面臨的重大挑戰(zhàn)。即便根據CIPP的保守