丰富的煤炭资源使印度尼西亚（以下简称“印尼”）成为煤电大国，也是全球重要的煤炭出口国。由于地处赤道附近，易受自然灾害影响，印尼非常关注气候变化。
2021年7月，印尼向联合国气候变化框架公约（UNFCCC）秘书处提交了首份《长期温室气体低排放发展战略》，承诺在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和。同年10月，印度尼西亚能源和矿产资源部（以下简称“印尼能矿部”）部长阿里芬·塔斯里夫（Arifin Tasrif）宣布，除已纳入规划和获批项目外，将不再考虑新建燃煤电站。
然而，“大象”转身不易，印尼众多“年轻”的煤电厂需要处置搁浅成本，新能源也还方兴未艾。虽然拥有丰富的光照资源，但由于政策频繁变更，光伏发展缓慢。此外，可再生资源富集区域与负荷中心位置不匹配，也是印尼发展绿色电力的一大制约。
退煤挑战
2022年，燃煤发电约占印尼发电总量的62.5%，其次是燃气发电，占比约为22.2%，太阳能及其他非水可再生能源仅占比约0.3%。
印尼煤炭资源丰富。印尼能矿部2021年数据显示，其煤炭储量达388.4亿吨，预计能维持至少60年开采。印尼也是全球最大的动力煤出口国，印尼能矿部2023年1月称，2022年印尼共生产6.87亿吨煤炭，出口4.94亿吨；2023年预计生产6.95亿吨煤炭，出口5.18亿吨。
据马里兰大学崔宜筠教授统计，截至2022年10月，印尼在运和新建的煤电项目共计总装机量为46.6GW，其中，独立发电商（IPP）拥有的燃煤电厂装机量为63%（29.3GW），印尼国家电力公司（PLN）旗下燃煤电厂装机量占比37%（17.3GW）。
根据中国商务部《对外投资合作国别（地区）指南 印度尼西亚（2022年版）》，正在编制的碳中和路线图中，PLN将在2025年前将燃煤电站和燃气电站改造升级为可再生能源电站，计划到2030年、2035年、2040年、2045年依次淘汰1GW、9GW、10GW、24GW的燃煤电站，2056年淘汰全部燃煤电站，2058年进入大规模可再生能源电站发展阶段。
而印尼政府和PLN于2021年10月发布的《2021—2030年国家电力发展规划》（以下简称“RUPTL”）提到，印尼在2021—2030年预计新增40.6GW发电机组，其中包括约14GW之前已纳入规划或正在建设的燃煤机组。
2022年9月13日，印尼总统佐科签署了第112/2022号总统条例，除上述已纳入规划外的项目，停止为新建燃煤电厂发放许可证。
崔宜筠介绍，和欧美国家许多已运行超过50年的煤电厂不同，印尼煤电厂更加“年轻”。按照公布的退役时间表，每个煤电厂平均只有20年的运行周期，而一般燃煤机组的寿命是30—40年。
据《南方能源观察》（Energy Observer，以下简称“eo”）此前报道，新投产的煤电厂运行到末期需要进行大幅改造才能更好地提供调峰等电力辅助服务，这将是一笔不小的投入。如果这些煤电厂选择提前退役，项目运营年限缩短也势必影响投资回报率。
2022年二十国集团（G20）峰会期间，印尼与一些国家和组织发布“公平能源转型伙伴关系”（JETP）联合声明，筹集100亿美元，帮助印尼减少对煤炭的依赖。亚洲开发银行在2021年创设了促进早日关停燃煤发电站的“能源转型机制”（ETM），以低息贷款替换燃煤发电站现在背负的贷款。
不过，此前有受访专家认为，上述资金可以缓解印尼能源转型的压力，但还远远不够。2022年9月，印尼国有企业部长埃里克·托希尔（Erick Thohir）表示，该国能源转型需要超过6000亿美元的资金支持。
多位受访专家认为，印尼过去在经济发展上取得的成功，很大程度上依赖传统能源的支撑，煤炭出口也是重要的收入来源之一，富产煤炭的同时促进了印尼国内的电气化进程。
硬币的另一面是，近年来，印尼的减排压力剧增。2022年9月，国际能源署（IEA）发布的《印尼实现净零排放的能源部门路线图》（An Energy Sector Roadmap to Net Zero Emissions in Indonesia，以下简称《路线图》）显示，2000—2021年，印尼二氧化碳排放增加了两倍多，燃煤排放占新增排放量的四分之三。
煤炭支撑了印尼的经济发展，工业发展与煤紧密相关，产业能耗也偏高。“退煤必然会经历痛苦。”崔宜筠说，“经过多年发展，印尼的煤炭、煤电行业已经形成了相对稳定的产业链、利益链，解决退煤过程中的就业等问题将是未来推进减排工作的重点。”
《路线图》认为，需要对印尼燃煤电厂的运营方式进行一些调整，比如，不再用固定价格签署长期购售电合同等。“固定电价的长期合同使燃煤电厂缺乏升级改造的动力，进而不利于其灵活参与电力系统，配合风电、光伏的运行。改变合同模式，促进煤电释放灵活性非常重要。”
崔宜筠说，近期看来，退煤进展也要看印尼新能源的发展速度，“对发展中国家来说，只有新能源‘顶’上来，才能放心退煤”。长远看来，碳捕集、利用与封存（CCUS）也可能使印尼持续利用煤炭，但与可再生能源相比，CCUS是一种更为昂贵的选择。
挣扎的新能源
2022年10月，阿里芬·塔斯里夫在新加坡国际能源周分享，印尼可再生能源总开发潜力为3686GW，包含太阳能、水电、生物能、风能、地热能、海洋能。截至2022年10月，印尼可再生能源利用率仅约0.3%，开发潜力巨大。
其中，水能和地热资源开发利用率相对较高，而太阳能和风能利用率较低。作为赤道国家，印尼拥有丰富的光照资源，全域太阳能资源丰富，但也因地处赤道无风地带，风资源一般。
根据RUPTL提出的目标，2025年印尼可再生能源发电占比要达到23%，到2050年不低于31%。2021—2030年，印尼计划新增新能源20.92GW，其中，水电10.39GW、地热3.36GW、光伏4.68GW、风能与储能电站1.49GW。
印尼是东盟国家中较早出台光伏补贴政策的国家，自2009年以来，印尼能矿部下属的可再生能源和节能总局（DGNREEC，以下简称“新能源局”）多番尝试制定有效的政策促使印尼太阳能行业快速稳定发展，但过去很长一段时间里，由于电价政策缺乏连贯性，并没有达到预期效果。
印尼曾两次推出FIT补贴机制，而后又匆忙撤销，接替FIT补贴的是基准电价机制（Biaya Pokok Produksi，BPP），规定光伏、风能、潮汐能等上网电价不高于当地BPP的85%，水力、地热、垃圾发电等价格上限为BPP。BPP是指项目所在地平均发电成本，基本由煤电决定，在BPP机制下，如果没有额外补贴，难以推动可再生能源发展。
第112/2022号总统条例明确了新的新能源电价政策，对项目还贷期设置了较高的“天花板”价，并与多维变量挂钩。
印尼政府于2021年3月推出的投资“优先清单”，取代了2016年第44号总统条例中以“负面清单”为主要模式的外商投资准入制度，取消了对外商投资发电厂、输配电等项目的股权比例限制。2022年10月，印尼能矿部拟进一步放开投资限制，允许独立发电商（IPP）在特定区域内自行投资建设和运营输配电网。
印尼当地一位能源从业者介绍，PLN购电采取照付不议机制，公司负债水平较高，是否愿意以较高的电价采购可再生能源电力仍是一个未知数，同时短期内也难以直接投资可再生能源发电项目。
多位长期在印尼从事能源行业的人士对eo说，由于缺乏清晰的盈利模式，印尼广阔的可再生能源发展前景虽然吸引着众多关注，但落地项目不多。
群岛互联之解
印尼是世界上最大的群岛国家，拥有约17000个岛屿。各个岛屿人口和自然资源分布不均，经济发展水平也各不相同。其中，人口多聚集于爪哇岛、苏门答腊两大岛屿中的几个主要城市及周边区域。
爪哇岛贡献了印尼人口总量和国内经济生产总值的60%，用电量约占印尼全国的75%。《路线图》显示，印尼公用事业规模的太阳能开发潜力约为1500GW，爪哇岛光伏发电潜力仅为全国的4%，苏门答腊岛和加里曼丹岛约占40%，巴厘岛也有较为优越的光伏资源。
印尼当地一位能源从业者透露，发展分布式光伏需要在有一定经济基础、具备电量消纳能力的区域及城市，由于印尼各离岛人口较少且较为贫困，电力消纳能力有限，经济消费水平较低，目前尚难以承受分布式光伏的成本。
上述从业者认为，新能源发电优质资源多分布在印尼东部人口较少的岛屿，难以完全实现自产自销，“各岛屿互联互通将是印尼未来的电网发展趋势”。
据悉，PLN正抓紧研究该课题，目前中国相关企业正积极与PLN沟通，有意参与该课题研究，并进一步参与印尼电网投资。
为解决印尼可再生资源与需求中心不匹配问题，《路线图》预计，到2050年，苏门答腊岛和爪哇岛之间大约需要25GW的传输能力，加里曼丹岛和爪哇岛之间大约需要17GW的传输能力，爪哇和努沙腾加拉岛之间大约需要16GW的传输能力。
群岛互联之外，随着印尼可再生能源的发展，电力系统还需要更多可调节资源。2030年前，煤电作为可调节性资源，将满足印尼三分之一以上的灵活性调节需求。天然气则是另一备选。
《路线图》预测，到2030年，印尼将需要1.8GW储能，主要是位于爪哇岛的抽水蓄能，其余是电化学储能。到2050年，储能装机规模将达到80GW。
前述从业者认为，印尼国内仍以大型火电装机为主，未来5—10年将面临电网调峰、调频方面的挑战，抽水蓄能、电化学储能等项目将迎来较大的发展空间，也是我国企业“出海”可以关注的方向。
