一、印度尼西亚可再生能源投资概述

受电力需求增长、脱碳目标以及持续监管调整驱动，印度尼西亚正经历能源转型。作为东南亚最大的电力市场，印尼在太阳能、水电、地热、风能和生物质能等可再生能源开发领域潜力巨大。可再生能源的发展体现在政府最新的《电力供应业务计划》（Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，简称“RUPTL”）中，该计划将可再生能源发电和储能确定为其未来电力容量发展规划的重要组成部分。

长期以来，中国企业以各种身份参与印尼电力和基础设施领域，包括作为项目发起人、工程和建筑承包商、融资方以及技术提供商。在可再生能源领域，中国也参与了一系列发电项目，包括与工业发展相关的项目。例如，中国投资者参与了爪哇、苏门答腊和印尼东部的各种太阳能发电项目，通常通过与当地合作伙伴建立合资企业，并结合工程、建设和技术供应等角色。一些项目已开始运营，而另一些则仍处于印尼国家电力公司(“PLN”)计划下的不同开发或采购阶段。

这些例子展示了迄今为止中国投资者在印尼可再生能源领域所采取的多种参与形式。然而，项目实施实际情况和项目投融资结构仍取决于一系列因素，包括购电协议条款、购电安排、融资要求和监管执行情况。

2025年2月，印尼能源与矿产资源部发布《能源与矿产资源部2025年第5号条例 - 关于可再生能源购电协议指南》（简称“MEMR 5/2025”），为可再生能源提供了具体的监管参考。尽管该法规发布已有一段时间，但仍存在实践理解与执行层面待澄清之处，我们希望通过本系列文章，介绍MEMR 5/2025的主要条款规定及其对项目开发商、贷款方和外国投资者的潜在影响，为中国投资者参与印尼可再生能源行业提供参考。

二、印尼可再生能源领域的重要发展进程

市场普遍认为，MEMR 5/2025主要弥补了《能源与矿产资源部2017年第10号条例 - 关于购电协议原则》（简称“MEMR 10/2017”）在适用范围及风险分配等方面未充分覆盖之处。MEMR 10/2017项下，可再生能源项目和传统能源项目的购电协议不作区分；随着MEMR 5/2025颁布，可再生能源项目的购电协议将受到新法规指引的约束。MEMR 5/2025 明确规定：

• 该条例生效日（2025年3月4日）之前已签署的购电协议不受影响；但是如果这些协议续签，续签协议需遵守 MEMR 5/2025规定；
• 对于仍处于招标阶段且尚未进入投标提交阶段的项目，MEMR 5/2025将适用，并且预计此类招标中的购电协议范本将必须进行修改。

事实上，印尼的可再生能源监管近年来改革不断。在MEMR 10/2017之后，立法领域另一个重要里程碑是2022年9月13日，印尼总统佐科签署了标题为《加快可再生能源发展以供应电力》的第112/2022号总统条例（“PR 112/2022”）。该条例历经三年审议讨论以及多轮草案修订，在二十国集团（G20）巴厘岛峰会召开前落地，向国际社会和公众发出积极信号，彰显印尼政府推进可再生能源转型的决心。PR 112/2022的亮点包括：

•  在立法层面明确燃煤电站提前退役工作，为该国的退煤之路提供了进一步指导。在逐步关停燃煤电站的同时，印尼加速发展可再生能源电站，以保障国内能源需求。
• 为解决部分历史瓶颈问题，PR 112/2022对可再生能源电价机制进行了改革，从原有的以平均发电成本为基价的BPP电价机制转变为天花板电价（Ceiling Price）或协定电价（Deal Price），适用于独立发电商全资所有或印尼政府部分所有的可再生能源项目。
• BPP电价机制即：PR112/2022颁布前，印尼实行的可再生能源电价机制以项目所在地区平均发电成本（BPP）为基准。具体而言，若某可再生能源发电项目所在地区的平均发电成本高于全国平均发电成本，则该项目电价不得超过其所在地区平均发电成本的85%；但若项目所在地区平均发电成本等于或低于全国平均发电成本，则该项目电价不得超过其所在地区平均发电成本。全国和各地区的平均发电成本由国家电力公司负责计算，并定期上报至能源与矿产资源部审批。PR112/2022颁布后，天花板电价机制的核心在于，可再生能源电价须以某一价格基准为上限。该机制适用于大多数可再生能源项目，包括太阳能、地热、水能（调峰水电项目除外）、风能、生物质能、生物燃气等。业主可通过竞标或议标的方式，与国家电力公司确定具体的可再生能源项目电价。除地热项目外，可再生能源电价一经确认，在购电协议期限内不可上调。
• PR 112/2022对印尼国家电力公司可再生能源电力的采购机制作出了调整。

此次出台的MEMR 5/2025则是基于印尼市场过去几年可再生能源项目的经验和教训，引入标准化指南，旨在为与国家电力公司签订的可再生能源购电协议应包含的条款以及某些风险分配原则提供参考，以在可再生能源项目合同框架内确保一致性和清晰度，减少过去因法规不清晰导致的大量关于结构和风险分配的讨论。但是，MEMR 5/2025的实际影响仍有待考察，特别是该条例中的购电协议指南未来在实践中的应用。

三、监管更新：新购电协议指南

印尼可再生能源购电协议基于个案逐一协商，并无标准文本。MEMR 5/2025则是第一套专门为可再生能源项目量身定制的指南。指南为购电协议特定条款及相关一般原则提供了一定程度的澄清，包括 (i) 合同期限、(ii) 电价、(iii) 终止付款、(iv) 性能要求、 (v) 超额电力购买、 (vi) 不可抗力、以及 (vii) 合同违约条款的措施。尽管在某些情况下这些规定较为笼统，但它们为独立发电商（简称“IPP”）与国家电力公司之间的购电协议谈判提供了一个框架。

核心变化：

四、对购电协议指南的整体评论

整体而言，从融资角度观察，MEMR 5/2025对购电协议的指引仍存在影响银行可融资性的若干结构性限制，特别是以下几个方面：

1. 印尼国家电力公司购电义务及电价相关规定

MEMR 5/2025仅笼统规定“印尼国家电力公司有义务购电”，未区分基荷/间歇式电源。间歇式（光伏、风电、径流式水电）通常采用“电量电价”；垃圾发电项目通常采用“上网电价”；非径流式水电等可调节电源历来适用“容量电价”。条例中提及“可用率因子（Availability Factor，AF）”，暗示仍可约定容量电价，但后续需待购电协议模板出台后进一步确认。

针对国家电力公司的购电义务，MEMR 5/2025规定了双轨指标，包括（1）Contracted Energy（CE），即购电协议 约定期间内必须发出的电量；和（2）Availability Factor（AF），即国家电力公司 实际/视为取电量 ÷ 同期最大可发电量。二者择一适用；间歇式多用 CE，可调节电源多用 AF。根据 MEMR 5/2025，国家电力公司只需在CE或AF范围内履行购电义务；视为调度（Deemed Dispatch）补偿也以上述 CE/AF 为上限，与现行印尼国家电力公司的购电协议做法一致。若系统有需求，国家电力公司可选择在CE/AF 之上、但不超过机组额定容量的区间额外取电，此时支付价格不得高于购电协议电价的80%。为进一步优化已投产电站的利用率，只要该项目边际电价最低且电网存在需求，国家电力公司还可购买超过额定容量的电量，但购电量不得超过CE/AF的30%，价格仍受上述80%上限约束。

上述机制虽限制了项目超发部分的上行收益，但融资基线模型通常仅按 CE/AF 电量计算现金流，因此不会对可融资性造成实质不利影响；与现有间歇性可再生能源购电协议的“年度最大合约电量”概念基本一致。

2. 法律变更与电价调整

虽然MEMR 5/2025允许因税法、环保义务、非税国家收入等变化调整电价；如果调整后电价超过该类项目电价上限，需重新获得能源与矿产资源部批准。因此，即使购电协议中约定“法律变更可调价”，也可能因触及上限而无法自动生效，增加政府审批的不确定性。

3. 外汇风险

MEMR 5/2025首次明确规定，国家电力公司承担汇率波动风险，独立发电商承担汇率可兑换性风险。这与印尼近期已完成融资的部分可再生项目购电协议实践保持一致，但同时未再延续早期部分印尼独立发电商项目（尤其是含出口信贷的项目）曾享有的额外外汇风险保障安排。

4. 电网/限电风险

MEMR 5/2025规定，仅当国家电力公司电网出现“紧急状态”时，独立发电商才能获得限电补偿，不再覆盖“为安全、审慎调度而需要的任何限电”。不可抗力条款出现“若国家电力公司因不可抗力无法消纳电量，则免除购电义务”的表述，与惯例“国家电力公司承担系统风险”不符，后续需关注购电协议模板是否真正放宽。

5. 燃料风险

针对生物质、沼气、地热等类型的可再生能源项目，由于独立发电商对燃料价变动承受能力有限，需在燃料供应协议和购电协议中争取尽可能完整的成本传导机制。但是，MEMR 5/2025明确燃料价格上涨风险由独立发电商承担。

6. 不可抗力

MEMR 5/2025规定的不可抗力清单为“穷尽式”：战争/内战、自然灾害（火山、火灾、洪水、地震、瘟疫等）、现场发现危险物/文物，能源与矿产资源部同时保留“对技术实施相关其他不可抗力事件进行认定”的权力。这或将增加不可抗力认定的不确定性，需在协议中通过补充定义予以细化。

整体而言，MEMR 5/2025在可再生能源领域首次系统性地把汇率波动、燃料成本、限电范围、超发折价、年度性能考核等风险进行明文分配，总体趋向于独立发电商承担更多商业风险。独立发电商的项目需要在购电协议中考虑电价上限豁免、燃料成本传导、AF/CE计算细节、限电补偿触发条件等关键条款，以尽可能确保银行可接受的风险配置。

五、间歇性可再生能源项目的储能

MEMR 5/2025首次针对太阳能和风能等间歇性可再生能源的储能监管要求作了规定。该条例明确了哪些储能项目应包含电池储能系统（BESS），哪些可不包含。条例进一步规定，如果间歇性可再生能源电厂包含电池储能，则该电池应视作为电厂的组成部分。独立发电商必须确保达到使用寿命的电池更换或任何其他储能组件需用技术性能相当或更优的组件替换，以维持电厂寿命或持续运行，且更换费用由独立发电商承担。此外，该条例规定，太阳能或风电项目的采购可以按独立发电商合同进行，并明确了"带或不带电力储存设施"的采购选项，将储能定义为一个可选但可整合的部分。但是，尽管最新的《电力供应业务计划》将开发10.3吉瓦的新储能作为重点，历史上印尼并没有与储能挂钩的具体法规或财政激励措施。MEMR 5/2025为包含储能的项目提供了一些指引。