中国海外煤电投资建设风险预警研究报告——印度尼西亚国别研究-绿色和平.pdf-solarbe文库

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中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究 3 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究报告作者康旭华山西财经大学柳亚琴山西财经大学高文静山西财经大学张竞超山西财经大学李深钊山西财经大学任雪荻山西财经大学项目协调员李丹青绿色和平张凯绿色和平专家荐语东南亚一直是中国企业境外投资的热点区域。其中，印度尼西亚拥有较好的人口基数红利和经济发展预期、专项的 35GW鼓励政策、以及完备的两部制购电政策，与巴基斯坦、孟加拉国一起成为近年中国企业海外电力投资热点中的热点。印度尼西亚的资源禀赋和国家政策决定了其以煤电为主的电力外资政策。近年来，中国企业越来越多地以股权投资形式参与全球新建的煤电项目，这一趋势也导致了中国的企业与金融机构将承担更多的来自海外煤电项目的长期风险。为中国开发商、中国债务资本和中国监管部门提供贴近现实的印度尼西亚煤电投资预测和风险分析，迫在眉睫。国际环保组织绿色和平与山西财经大学合作开展的中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究，恰逢其时，极具现实意义。该报告借鉴了国家能源局就煤电规划建设风险预警的方法论，从装机充裕度、煤电投资建设经济性和资源约束三大角度展开分析。装机充裕度是基本面中国对印尼的火电投资已经接近顶峰，难在合理判断印度尼西亚何时会如巴基斯坦一样面临电力过剩。报告围绕电力系统备用率，结合印尼实际数据进行分析，具有较好的科学性。报告针对不同地区充裕度的结论，也与不少一线开发人士认知一致。煤电投资建设经济性是内在动力报告没有依赖中国国内常见的一部制电价机制，而是贴合印尼实际分析了两部制电价下的经济性问题，从收益率和收益率影响因素的角度拨云见日。资源约束性是风险规避指引和未来走向的重要影响因子这个章节将是东道国、投资人、融资银行、环境机构等利益相关方在选择自己未来政策前关注的要点。总体来讲，我认为报告结合了印尼电力供应商业计划下的实际情况，考虑到了“走出去”中国企业的关注点，属于理论结合实践的作品。报告研究方法得当，研究数据选用合理，研究结论可信度高，政策建议具操作性，是一份较好的研究报告。绿色和平此前已出具多份有影响力的报告。本报告并不限于节能减排的教条说教，而是客观、统筹地对印尼煤电这个“不太绿色”的领域进行全面分析，从科学的分析结论间接引导务实从业者关注绿色、选择绿色，这也是绿色和平的大智慧。电建集团国际工程有限公司投融资一部负责人佟刚 2019年9 月1日 54 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究煤电投资建设经济性分析本报告基于印度尼西亚现行的两部制电价机制，采用内部收益率（ IRR）指标对中国企业和金融机构在印度尼西亚各区域投资建设煤电项目的经济性进行评估，并在高、低两个经济增速情景下对 2022年煤电项目的经济性进行分情景预测。在高经济增速情景下，印度尼西亚电价基本不变，煤电利用小时数呈现小幅下降。预测结果显示， 2022年苏门答腊和苏拉威西地区的煤电项目内部收益率将高于 10，但低于一般项目的内部收益率（ 12）；爪哇 -巴厘和加里曼丹两大区域的内部收益率低于 10，煤电投资的吸引力不足，利润空间极小，不适合煤电项目投资。在低经济增速情景下，印度尼西亚电力需求增速趋于放缓，电价有所降低，煤电利用小时数也大幅下降。与高经济增速相比，马鲁古 -巴布亚地区的电力需求降低，电力供给相对充裕，投资经济性也相应降低，投资收益率下降；苏门答腊、加里曼丹、苏拉威西和爪哇 -巴厘四大区域的煤电项目内部收益率均低于 10，煤电装机相对集中，项目可投资性较弱，不适合未来煤电项目的投资。同时，本报告在假定印度尼西亚照付不议条款的刚兑被打破的情况下，对敏感性指标进行了煤电项目内部收益率的敏感性分析。结果显示，影响印度尼西亚煤电项目内部收益率的主要敏感性指标依次为煤电项目预计年利用小时数、煤电上网电价和预计标煤价格。资源环境约束分析本报告分别从水资源、大气污染和气候变化三个方面分析了印度尼西亚煤电项目受到的资源环境约束。各区域面临的水资源约束采用世界资源研究所（ WRI）的基线水压力指标进行评估；大气污染情况的评估指标为 PM 2.5 浓度；气候变化采用二氧化碳排放量作为表征，使用 2006年IPCC 国家温室气体清单指南提供的缺省方法进行计算。受数据可获得性的限制，三方面评估采用的数据年份也存在差异。针对水资源、大气污染和气候变化三方面的评估结果如下（1）2010 年印度尼西亚全国水资源充沛，水压力较小，但区域分布失衡严重，其中爪哇 -巴厘地区基线水压力为 55，处于高水压力区。2020 年，爪哇 -巴厘地区的基线水压力将升高至 59，水资源压力较高。（2）2016 年苏门答腊地区空气质量最差，年平均 PM 2.5 浓度为 29.44μg/m 3 ，未达到世界卫生组织（ WHO）国际标准的过渡 2期目标。加里曼丹和爪哇 -巴厘地区的年平均 PM 2.5 浓度优于苏门答腊地区，但未达到过渡 3期目标。（3）2010-2017 年，爪哇 -巴厘地区的二氧化碳排放量最大，年均占全国二氧化碳排放量的 59；苏门答腊地区次之，年均占比为 22。针对预警体系，本报告建立了由煤电装机充裕度和投资建设经济性两个预警指标构成的印度尼西亚煤电投资建设风险预警指标体系。其中，煤电装机充裕度预警指标体现了当地煤电装机的冗余情况；煤电投资建设经济性预警指标体现了建设当地自用煤电项目的经济性，为投资建设煤电项目提供决策参考。最终风险预警结果由两个指标的最高评级确定，以期为政策制定部门、煤电投资企业、金融机构等投资者进一步优化政策和决策提供系统详尽的评估数据支持。 1 电力系统备用率为电力等效可用装机量超过电力最大负荷需求的百分比自印度尼西亚连续实施 10GW和 35GW两个电力发展计划以来，其国内煤电装机规模快速上升，极大地改善了印度尼西亚从上世纪末至本世纪初的大范围缺电现象。在这一时期，中资电力企业也积极参与印度尼西亚的煤电建设，在当地投资的煤电项目装机规模不断扩大。截至 2018年，仍有超过 7GW中资电力企业参与投资的煤电项目处于签约或在建状态。但是，随着印度尼西亚电力行业的飞速发展和电网覆盖率的大幅提升，有三个问题亟需更多的关注和讨论 1）印度尼西亚电力市场未来发展的规模如何； 2）煤电盈利空间未来走向如何，继续投资煤电是否可以达到理想的收益率； 3）在环境问题日益严峻的趋势下，印度尼西亚的资源环境状况是否允许继续大量新建煤电项目。本报告基于上述三个问题展开分析和讨论，并根据印度尼西亚电力供应商业计划（ Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，以下简称 RUPTL）将该国划分为爪哇 -巴厘、加里曼丹、苏拉威西、苏门答腊和马鲁古 -巴布亚五大区域，分析了 2017年各区域煤电装机充裕度、煤电投资建设经济性和资源环境约束三个指标的现状，并对 2022年各指标的变化情况进行了高经济增速（GDP 增速 5.9，为情景一）和低经济增速（GDP 增速 5.2，为情景二）的分情景预测。煤电装机充裕度分析本报告采用电力系统备用率 1 作为判断各区域煤电产能是否过剩的依据。当该区域的电力系统实际备用率大于合理备用率时，即被认为产能过剩。报告在测算了 2017年印度尼西亚五大区域电力系统备用率的基础上，对各区域 2022年的电力系统备用率进行了分情景预测，并做出预警分析。在高经济增速情景下， 2022年除苏拉威西和马鲁古 -巴布亚两大区域的实际电力系统备用率低于合理备用率外，爪哇 -巴厘、加里曼丹和苏门答腊地区的实际电力系统备用率均超过合理备用率，说明在该情景下这三个区域将出现煤电产能过剩情况，过剩产能分别为 6686MW、164MW 和 128MW。与 2017年相比，五大区域的实际电力系统备用率将出现不同幅度的上升。除苏拉威西地区增幅较小外，其余四个地区的增幅均超过 100。总体来看，由于 2018-2022年间集中落地的发电装机量较大，电力需求又难以实现快速增长，因此，在 RUPTL顺利实施的情况下，即使印度尼西亚可以按照预期实现较快的经济发展， 2022年爪哇 -巴厘地区依然将出现严重的煤电产能过剩，加里曼丹和苏门答腊地区预计将出现小幅的煤电产能过剩。在低经济增速情景下，即印度尼西亚的经济以相对较低的 5.2增长时，各区域煤电产能过剩情况将进一步恶化。爪哇 -巴厘、加里曼丹和苏门答腊地区的煤电过剩规模将分别扩大至 8164MW、460MW 和 891MW。马鲁古 -巴布亚地区也将在该情景下出现煤电产能过剩情况。执行摘要 76 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究目录前言 1. 印度尼西亚电力发展背景概述 1.1 印度尼西亚煤炭资源状况 1.2 印度尼西亚电力建设情况 2. 印度尼西亚五大区域煤电投资风险评估 2.1 煤电装机充裕度分析 2.1.1 煤电投资建设充裕度现状 2.1.2 煤电装机充裕度评估方法 2.1.3 煤电装机充裕度分析 2.1.4 煤电装机充裕度预测 2.2 煤电投资建设经济性分析 2.2.1 煤电投资建设经济性现状 2.2.2 煤电投资建设经济性评估方法 2.2.3 煤电投资建设经济性分析 2.2.4 煤电投资建设经济性预测 2.3 煤电投资建设资源环境约束分析 2.3.1 水资源环境现状与预测分析 2.3.2 大气污染环境现状与分析 2.3.2 二氧化碳排放现状与分析 3. 印度尼西亚煤电投资建设风险预警 3.1 装机充裕度预警 3.2 投资经济性预警 3.3 煤电项目投资建设风险综合预警结果 4. 印度尼西亚煤电投资风险防范及应对措施附录参考文献免责声明 01 02 03 03 04 05 05 09 09 10 12 12 13 21 22 24 24 25 27 31 33 33 33 34 35 37 39 本报告将风险预警指标分为红色和橙色两个等级。红色表示 2022年煤电投资建设存在极高风险；橙色表示煤电投资建设存在较高风险。本报告设定的煤电装机充裕度预警标准为橙色表示实际电力系统备用率高于合理备用率，且超出部分大于当地单台大型煤电机组对应的系统备用率，但小于当地年用电负荷增长所需装机对应的系统备用率；红色表示系统实际备用率在合理备用率之上，且超出部分大于当地年用电负荷增长所需装机对应的系统备用率。投资建设经济性的预警标准设定为内部收益率小于 10为红色，10-12 为橙色。从综合预警结果来看，在高经济增速情景下，爪哇 -巴厘和加里曼丹地区的综合预警结果均为红色，煤电投资建设风险较高，这两个地区受各项指标的约束影响均较大。在低经济增速情景下，苏门答腊、爪哇 -巴厘、加里曼丹和苏拉威西四大区域的煤电投资建设风险较大，均为红色预警。其中，苏拉威西的经济性投资风险较高经济增速情景加剧，综合预警结果由橙色转为红色；马鲁古 -巴布亚地区的装机充裕度和经济性风险均有所加剧，综合预警结果上升为橙色；苏门答腊地区虽然综合预警结果不变，但装机充裕度和经济性的风险均较高经济增速情景加剧。总体来看， 2022年印度尼西亚的煤电投资建设存在较大风险。而除红色和橙色预警的区域以外，投资者也需警惕其它地区未来煤电投资的潜在风险。基于以上研究结果，本报告提出如下政策建议 1 中国相关政府决策和管理部门应针对中国海外主要的煤电投资东道国建立煤电投资建设风险预警体系，指导和督促企业在前期投资决策方案中充分考虑可能对煤电项目的长期运营造成影响的因素。同时，合理利用公共资金和政策预警体系调控对于海外高风险地区新建煤电项目的支持。 2 股权投资企业应建立和完善项目长期风险评估体系，逐步提升自身对全球能源转型、气候变化等长期风险的意识和控制能力。 3 银行和保险公司等金融机构应提升自身对海外煤电项目长期运营市场的认识和风险评估能力，甄别高风险项目，并严控对高风险项目的融资或担保。 4 印度尼西亚政府应充分考虑电源建设增长过快、能源转型和环境资源约束对煤电投资的中长期影响，及时停止审批高风险地区的新建煤电项目，并提高自身能源发展规划能力和本国能源政策的合理性和稳定性，以实现由煤电向可再生能源的转型。 18 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究印度尼西亚五大区域示意图苏门答腊爪哇 -巴厘加里曼丹苏拉威西马鲁古 -巴布亚图 0.1 自二十世纪九十年代初期起，中国企业“走出去”的步伐逐渐加快，特别是由国有企业主导、技术优势显著的煤电行业。作为煤炭资源丰富的国家，中国的煤电行业在过去四十年内蓬勃发展，产生了一批先进的燃煤发电和末端污染物治理技术。随着技术的成熟和经验的不断累积，中国煤电企业已经成为全球煤电市场的主力军。近年来，中国与各国的电力合作不断加强，输出了更多的技术、设备和资本，煤电也成为了中国海外电力投资的重要组成部分。然而，面对投资东道国复杂的市场环境和脆弱的自然环境，中国海外煤电投资可能面临来自政策、环境、经济等各方面的风险。一方面，东道国能源规划经验的缺乏和相对薄弱的金融支持体系成为中国海外煤电投资企业经营风险的主要原因；另一方面，受限于当地经济社会发展水平、环境容量约束和相关的政策制度，中国企业和金融机构将面临潜在的环境生态风险。因此，中国亟需建立一套强有力的国别风险评估和预警机制，尽早发现和规避海外煤电投资的风险。国家能源局从 2016年起开始发布关于建立煤电规划风险预警机制暨发布煤电规划建设风险预警的通知，建立了针对国内煤电规划建设的风险预警指标体系，有效地从经济性、装机充裕度、资源约束等角度为煤电建设如何规避潜在风险提出对策。中国海外煤电投资也可以借鉴此类预警体系，帮助中国企业和金融机构识别和规避风险。中国企业在海外参与煤电项目投资的经验已久，主要参与方式包括股权投资、金融支持、工程总承包、设备出口等。从总量来看，印度尼西亚是中国海外参与煤电项目投资最多的国家之一，同时也是东南亚最大的能源生产和消费国。因此本报告选取印度尼西亚作为国别研究对象，通过分析该投资东道国的煤电投资环境和风险，建立煤电投资风险预警体系，帮助中国企业和金融机构最大程度地规避在印度尼西亚参与煤电项目投资的潜在风险。本报告将对在印度尼西亚投资建设煤电项目的风险进行预警分析。根据印度尼西亚电力供应商业计划，本报告将该国划分为爪哇 -巴厘、加里曼丹、苏拉威西、苏门答腊和马鲁古 -巴布亚五大区域（图 0.1），结合各区域的经济增长、地理特征和电力供给消费的情况，综合评价 2022年五大区域煤电项目投资建设可能面临的风险，并给出煤电投资建设的综合预警结果。该预警目标年份设定的依据主要有两个方面一是短期预测较长期预测更为准确，采信度高；二是中国国家能源局对国内煤电项目进行三年短期预警的模式已较为成熟，能够为其他国家所借鉴。本报告主要从装机充裕度、经济性、资源约束三方面对印度尼西亚五大区域的煤电投资建设项目进行风险预测和预警研究。其中，煤电装机充裕度指标体现了当地煤电装机的冗余情况；煤电建设经济性指标体现了当地煤电项目的经济性，为投资建设煤电项目提供决策参考；资源约束指标反映了在当地规划建设煤电项目受到的资源环境影响程度。这三方面能够较为全面地涵盖煤电投资在经济收益、市场空间和环境承载力等方面的风险来源。在此基础上，本报告为中国政府部门、企业和金融机构在印度尼西亚投资建设煤电项目提出风险预警和有针对性的政策建议。前言 32 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究印度尼西亚电力发展背景概述印度尼西亚是东南亚第一人口大国，人口增长率始终保持在 1.31左右，其中一半以上人口居住在西部地区。印度尼西亚拥有东南亚地区最大的电力市场 [1] 。从印度尼西亚国家建设部 2017年的数据来看，目前印度尼西亚人均电力消费仍处于较低水平，约为邻国马来西亚的 1/4，存在较大的增长空间 [2] 。印度尼西亚煤炭产量较高，土地幅员辽阔，有良好的煤电项目建设条件。根据英国石油公司（ BP）能源统计， 2017年印度尼西亚探明煤炭储量达到 225.98亿吨，名列全球第 10 位，约占全球总储量的 2.2。然而，由于该国煤炭产量和出口规模也十分巨大，导致煤炭储产比仅为 49，明显低于全球 134的平均水平。印度尼西亚已探明的煤炭储量主要分布在苏门答腊和加里曼丹两大区域，重点集中在苏门答腊的中部和南部地区，以及加里曼丹的中部、东部和南部地区。印度尼西亚的煤矿多为露天矿，开采条件较好，商业可采储量达 44.5亿吨。煤炭多具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发等特性，其中又以褐煤和次烟煤为主 [3] ，储量占比分别为 58.68和 26.60。本世纪初，印度尼西亚开始进行国内电力体制改革。但是受到国际和国内多种因素的影响，电力供给严重落后于电力需求，经济发展受到限制。为走出电力不足的困境，印度尼西亚于 2006年开始实施新的国家电力总体规划，由印度尼西亚国家电力公司（Perusahaan Listrik Negara，以下简称 PLN）负责制定。此后，印度尼西亚连续出台了多个旨在增加发电装机容量的“ 10GW计划” [4] 。时任总统佐科维多多于 2014年上台后提出了“ 35GW计划” [5] ，即在 2015- 2019年间新增发电装机 35GW。然而，过去几年印度尼西亚的年均经济增速未能达到 7的目标，电力需求也未出现预计的大幅增长，“35GW 计划” 进展缓慢，预期到 2019年末只能完成 50，另一半将在 2023-2025年完成。因此，在 RUPTL（ 2018-2027）中，预计电力需求增速和计划新增发电装机量较 RUPTL（ 2017- 2026）有所下调，力图控制发电装机规模，防止电力过剩。根据 RUPTL（ 2018-2027）的统计数据，截至 2017年年底，印度尼西亚的全国发电装机容量为 55925.96MW，预计 2022年将达到 91588.96MW [6] 。从地域分布来看，印度尼西亚五大区域的电力发展极不平衡，爪哇 -巴厘地区约占全国装机容量的 74.2，苏门答腊地区占 16.7，其余地区占 9.1。从配套设施来看，因受到客观地理环境的限制，印度尼西亚尚未形成统一的电网系统。除全国最大的爪哇 -巴厘 -马都拉电网和正在加速建设的苏门答腊电网以外，印度尼西亚其他地区基本为小型电网或电站孤立辐射周边供电，整体电网系统较为落后。而“ 35GW计划”中提出的 46831km配套电网， 2017年底已完成建设并投入使用的电网为 6819km，仅占 15，待建余量依然较大。总体来看，在印度尼西亚政府对电力行业的大力扶持下，全国发电装机容量在近几年快速增加。截至 2017年 12月，印度尼西亚总发电装机容量为 55925.96MW，发电量为 290TWh，全国电力消费总量为 247TWh，人均电力消费量为 978.74kWh [6] 。印度尼西亚全国范围内的通电率为 93.08。 1.1 印度尼西亚煤炭资源状况 1.2 印度尼西亚电力建设情况 01 54 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究印度尼西亚电力行业发展迅速，当前的电力结构以煤电为主。可再生能源以水电、地热和生物质发电为主，有少量的光伏和风电装机，整体发展较慢。根据 PLN年报（2017）统计，截至 2017年 12月底，PLN 及其子公司拥有并运营的发电机组为 5389台，总装机容量为 39651.79MW，其中 28725.53MW（72.44）位于爪哇 -巴厘地区。各类发电机组的装机容量分别为蒸汽轮机 19530.50MW（49.26）、联合循环 9022.54MW（22.75）、柴油 3880.02MW （9.79）、水电 3583.15MW（9.04 ）、燃机轮机 3075.83MW（7.76 ）、地热 550.89MW（1.39 ）、太阳能和风力发电 8.86MW（0.02 ）。加上独立发电站（IPP ）和租赁电站装机容量，印度尼西亚全国总发电装机容量为 55925.96MW，与 2016年 12月底相比增长了 2.31。其中， IPP和租赁电站的占比分别为 23.73和 5.37，PLN 的装机份额较 2016年有所下降，但仍高达 70.90 [7] 。 PLN主管印度尼西亚全国的发电、电网及能源规划，其职能与中国原国家电力公司类似。由于印度尼西亚的工业和制造业体系较为落后，成套大型电力设备均需要进口。因此，为降低建设成本，印度尼西亚逐渐放开发电市场，部分电源项目通过国际招标形式引入 IPP，IPP 生产的电力通过签订长期购售电协议（ PPA）销售给 PLN。虽然目前 PLN的装机份额降至 70.90，但电网份额仍为 100 [8] 。 2013-2017年，印度尼西亚总发电装机量年均增速为 3.58，低于同时期的 GDP年均增速，且除 2015年外，总装机容量增速均低于同期电力需求增速。在经历了两年较为高速的增长后， 2015年印度尼西亚全国发电装机量开始出现阶梯式下降。发电装机容量增速的小幅下降主要有两方面原因一是之前两个“ 10GW计划”已基本落地，二是 2014年新总统佐科维多多上台后虽然提出了“ 35GW计划”，但由于电站建设周期较长，一般需要 3-5年才能投入使用，因此导致 2013-2017年全国发电装机容量增速较低。 2.1 煤电装机充裕度分析 2.1.1 煤电投资建设充裕度现状 2 评估体系参考国家能源局发布的关于建立煤电规划风险预警机制暨发布煤电规划建设风险预警的通知印度尼西亚五大区域煤电投资风险评估本报告的第二、三章将从装机充裕度、经济性和资源约束三个方面 2 对 2017年印度尼西亚五大区域煤电投资建设风险的现状进行分析，并预测 2022年的投资建设风险，最终形成 2022年印度尼西亚煤电投资建设的风险预警体系。 02 2.31 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 6 5 4 3 2 1 0 4.56 2013 2014 装机容量（MW）增速（） 2015 2016 2017 5.22 2.40 3.42 2013-2017年印度尼西亚电力装机量及增速图 2.1 数据来源PLN 年报（2013-2017） [9] 76 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究全社会用电量（MW）增速（）数据来源PLN 年报（2013-2017） [9] 从 GDP增速来看 [6] ，由于全球经济尚未复苏， 2015年国际市场的持续不振影响了印度尼西亚大宗产品的出口，国内消费和外来投资增幅下降。印度尼西亚为了抑制高通胀和货币贬值，采取了从紧的货币政策，使得 2015年的 GDP增速下降至 4.88。GDP 增速的下滑进而导致该国全社会用电量，特别是工业部门用电量增速出现大幅下降， 2015年全社会用电量仅增长 2.15。2016 年 GDP增速为 5.04，全社会用电量增速为 6.4。2017 年 GDP增速基本维持不变，但全社会用电量增速跌至 4.72，说明印度尼西亚的电力消费弹性出现下降。这一现象可归因于印度尼西亚经济结构的变化，主要表现为商业部门对 GDP的贡献比率逐渐增加，而商业部门对电力的需求相对较低，工业部门在 GDP 中的占比又未出现明显上升，从而导致电力消费弹性下跌 [7] 。此外，印度尼西亚历年 RUPTL中的电力需求预计增速均高于实际增速，以此高估的电力需求增速为依据制定电源建设规划，将可能导致供大于求问题的出现。 4.72 250000 200000 150000 100000 50000 0 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 7.76 2013 2014 2015 2016 2017 5.87 2.15 6.38 2013-2017年印度尼西亚全社会用电量及增速图 2.2 （1）五大地区电力供给情况 70 60 50 40 30 20 10 0 -10 2013 2014 爪哇 -巴厘苏拉威西苏门答腊加里曼丹马鲁古 -巴布亚全国 2015 2016 2017 2013-2017年印度尼西亚五大地区电力装机增速图 2.3 从 2013-2017年五大区域发电装机容量增速上来看 ● 爪哇 -巴厘地区发电装机量增速与全国装机量增速变化趋势基本一致。但具体来看，除 2013年装机量增速较高外，其余年份的装机量增速均小于全国年均值， 2014年和 2017年装机量增速甚至出现负值。这说明该区域落后机组的淘汰量略大于新增机组的投运量，致使总装机量基本持平。 ● 在加里曼丹地区，除 2015年装机量增速为负值外，其余年份增速均较高，五年年均增速为 19.79。“10GW 计划”的集中落地使 2014年装机量大幅上升，增速高达 50.71，同时也导致了 2015年新增装机的空白期，装机量增速不升反降。这种状况在 2016年之后得到改善， 2016-2017年装机量增速回升至高位。整体来看，在印度尼西亚政府一系列政策的倾向性引导下，加里曼丹地区的发电装机容量得到了较大提高。 ● 苏门答腊地区五年间的发电装机量年均增速为 12.09，高于全国年均增速。 2013-2014年装机量增速变化趋势与加里曼丹地区相同，前期电站建设计划的落地使 2014 年装机量增速处于高位，达 25.02。由于苏门答腊地区经济发展繁荣，发展潜力较大，印度尼西亚国家电力公司逐渐放弃苏门答腊 -爪哇高压直流海缆项目的规划，主要通过在该地区增加发电装机量来解决电力供给问题。因此，与加里曼丹不同，苏门答腊地区的装机量增速在 2014年后仍保持在相对高位。 ● 马鲁古 -巴布亚地区的发电装机量在 2013-2017年期间呈明显上升趋势，年均增速为 16.77。在 2014年出现阶段性高点后，该地区装机量增速出现小幅回落，但随即在 2017年回升至 26.82，出现新高点。值得注意的是，由于马鲁古 -巴布亚地区的发电装机量基数较小，因此少量新增装机即可导致装机增速的大幅变化。截至 2017年，该地区的发电总装机量仍不足 1000MW。 ● 与其他地区类似， 2014年苏拉威西地区的发电装机量大幅增加，增速高达 63.02。随后在 2015年大幅回落，装机增速下降至 5.25。2016-2017 年装机增速出现一定回升。总体来看，五年间苏拉威西地区的发电装机量年均增速达 19.85，高于同期电力需求增速。数据来源PLN 年报（2013-2017） [8] 98 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究（2）五大地区电力需求情况 14 12 10 8 6 4 2 0 2013 2014 2015 2016 2017 2013-2017年印度尼西亚五大地区电力需求增速图 2.4 从 2013-2017年五大区域电力需求增速上来看 ● 爪哇 -巴厘地区全社会用电量增速呈阶梯状下降趋势。五年间该地区全社会用电量年均增速为 4.92，低于全国全社会用电量年均增速。相较于其他四个地区，爪哇 - 巴厘地区的增速相对较低。具体来看， 2013-2015年该地区全社会用电量增速快速下降，并于 2015年降至最低点，仅为 1.09。该数值在 2016年回升至 6.26后， 2017年再次下降至 4.33，主要原因有两方面一是全球经济形势不佳抑制了电力需求的上涨；二是随着爪哇 - 巴厘地区电力产业的快速发展，电气化率已上升至相对高点，上涨空间有限，难以通过增加电力用户数来提振电力需求 [9] 。 ● 加里曼丹地区五年间的全社会用电量呈下降趋势，年均增速为 8.14，小幅高于其他四个地区，且高于全国全社会用电量年均增速。具体来看， 2014年之后该地区全社会用电量增速保持在 6.5左右，且在 2015-2017三年间有加快的趋势。这一方面得益于印度尼西亚政府对电力基础设施的投资建设，使变电站和地区电网逐步完善，很大程度上在输、配电方面解决了电力供给不足的现象；另一方面，该地区长期以来电气化率不高，输、配电方面的改善也有效地释放了这一部分需求 [10] 。同时，矿产资源的加速开发和坑口电站建设的推进也为该地区全社会用电量增速的提高做出了较大的贡献。 ● 苏门答腊地区五年间全社会用电量年均增速为 6.2，高于全国全社会用电量年均增速。从绝对量来看，该地区实际全社会用电量年均增速相对较低，且增长平稳。因此，高发电装机增速容易导致该地区出现电力供给过剩的情况。 ● 马鲁古 -巴布亚地区五年间的全社会用电量年均增速为 7.36，高于全国全社会用电量年均增速。但五年间该地区全社会用电量增速快速下滑， 2016-2017年全社会用电量增速仅保持在 4.5左右，远低于同期装机量增速。同时，马鲁古 -巴布亚地区农业仍处于支柱地位，整体经济水平不高，发展速度缓慢，加之宗教、种族间的历史矛盾使发展更加迟滞，地区经济对国内生产总值的贡献仅为 2左右。另一方面，马鲁古 -巴布亚地区主要由多个小岛构成，这一地理条件严重限制了电网建设 [10] 。以上问题的存在使该地区难以在短期内解决电力输配端的困境，预计该地区全社会用电量增速在未来仍将处于低位。 ● 苏拉威西地区全社会用电量年均增速为 8.08，高于全国全社会用电量年均增速，与其他地区的全社会用电量增速相比也处于前列。然而，五年间该地区全社会用电量增速逐渐下降，在 2013年出现高增长后，于 2014年大幅回落。 2014-2017年，除 2016年增速较高（为 9.57）外，其余年份增速保持在 5.8左右。总体来看，除 2013年和 2015年装机增速小于需求增速外，其余年份装机增速均远大于需求增速。按照印度尼西亚国家电力公司当前的规划，预计 2022年之前该地区装机量增速将会维持在高位，在难以发现新的需求增长点的情况下，该地区可能出现电力供给过剩的情况。爪哇 -巴厘苏拉威西苏门答腊加里曼丹马鲁古 -巴布亚全国数据来源RUPTL （2018-2027） [6] 本报告从资源充裕度的角度，采用电力系统备用率作为判断各地区煤电产能是否过剩的依据。当该地区电力系统备用率大于合理值时，即被认为产能过剩。本报告在计算中假设非火电能源可优先被利用，过剩产能均为煤电产能，即高出电力系统备用率合理值部分对应的煤电装机量被认定为该地区的煤电过剩产能 [11] 。煤电过剩产能计算公式如下（2.1 ）其中， CE为煤电等效过剩产能， IC为各能源等效可用装机量， MP为电力最大负荷， RM为电力系统合理值。各地区电力系统备用率合理值的设定方法见附录。各地区实际电力系统备用率（ RM ）采用以下公式计算（2.2）其中，各能源等效可用装机量（ IC）的计算公式为（2.3）上式中， AC为各能源现役装机量， DC为各能源容量贡献因子， OD和 RE分别为跨省外送和接收电力。考虑到印度尼西亚电网发展水平落后，各地区间电力输送极少，因此本报告在计算中忽略了跨地区输送电力情况。各能源类型的容量贡献因子如表 2.1 所示。需要指出的是，关于各类能源对最大负荷的贡献因子，国际上尚无统一标准，印度尼西亚也缺乏相关研究文献。在本报告的分析中，考虑到印度尼西亚机组可靠性较低，因此将机组可用率折减 5。风电和光伏的贡献因子一直备受争议，美国 PJM 电力市场在进行资源充裕性评估时，给风电和光伏贡献因子的赋值分别为 15和 40（固定式地面光伏）到 60（跟踪式地面光伏）。本报告出于对稳健性的考量，分别取 10和 25 [12] 。由于印度尼西亚的水电占比不高，且现有水电装机容量普遍较低，结合有关行业专家的意见，本报告将水电贡献因子的赋值设定为 25。 2.1.2煤电装机充裕度评估方法 IC MP CEIC-MP1RM RM -1 ICACDC∓ OD/RE 能源类型煤电水电风电光伏发电非煤炭火电容量贡献因子 85 25 10 25 85 表 2.1 - 各能源容量贡献因子地区实际备用率合理备用率 3 苏门答腊 40.94 80 爪哇 - 巴厘 14.70 15 加里曼丹 49.66 80 苏拉威西 28.26 60 马鲁古 - 巴布亚 28.02 75 表 2.2 - 2017年印度尼西亚五大地区电力系统合理备用率本报告利用电力平衡对各地区发电装机充裕度进行计算。由于不同发电能源的利用小时数不同，因此不同发电能源单位装机容量的发电效力也有所差别。在各类发电能源利用小时数比例无大幅波动的前提下，为便于研究电力供应能力，本报告在计算时将各能源类型的发电装机容量折合成等效煤电装机量 [13] 。2017 年印度尼西亚五大区域电力系统备用率计算结果如表 2.2所示。 2.1.3 煤电装机充裕度分析 3 合理备用率计算方法见附录 1110 中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究中国海外煤电投资建设风险预警研究报告印度尼西亚国别研究总体来看，由于电网建设、地理环境、经济发展等因素的不同，印度尼西亚不同地区的实际电力系统备用率存在较大差异。 ● 从绝对值来看， 2017年爪哇 -巴厘地区的实际电力系统备用率最低，为 14.70，其余四大区域的实际电力系统备用率均较高，其中加里曼丹地区的实际电力备用率最高，为 49.66。 ● 从相对值来看，爪哇 -巴厘地区的实际电力系统备用率虽然较低，但与合理备用率已经极为接近。由于其电网相对完善，装机结构相对合理，因此现有装机规模完全可以保证对该地区的电力供应。如果未来继续按照规划在该地区增加装机量，将很可能面临过剩风险。马鲁古 -巴布亚、苏门答腊、加里曼丹和苏拉威西地区虽然实际备用率较高，但均远低于其合理备用率，仍存在一定的投资空间。但考虑到资源约束逐渐收紧，环境形势日益严峻，未来新增投资应优先以清洁能源替代煤电机组。印度尼西亚 2022年煤电装机充裕度的预测与现状分析的方法论相同，公式中各变量以 2022年预测数值代入。针对 2022年各地区的电力最大负荷需求，本报告根据 2018- 2022年各区域 GDP增速和电力消费弹性系数计算出电力消费增速，并假设同期电力最大负荷需求增速与电力消费增速相同