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印度尼西亞的太陽能公司正在努力保持其利潤率不變。印度尼西亞政府已宣布到2025年可再生能源目標(biāo)達到23%。
為了推動可再生能源的安裝，政府通過不同的部門引入了各種法規(guī)。然而，公司正在抗議一些法規(guī)，因為他們認為這些法規(guī)不利于該國的太陽能發(fā)展。
能源和礦產(chǎn)資源部已經(jīng)頒布了關(guān)于屋頂太陽能光伏系統(tǒng)許可的法規(guī)和用于將多余電力輸出到國家公用事業(yè)PT PLN網(wǎng)格的上網(wǎng)費用。
2017年，政府引入了MEMR條例50/2017，通過該條例引入了一種新機制來確定PT PLN將從獨立電力生產(chǎn)商(IPP)購買電力的關(guān)稅。這使PT PLN能夠通過談判和對適用的發(fā)電基本成本(Biaya Pokok Penyediaan Pembangkitan或“BPP”)進行基準(zhǔn)測試，更好地控制該行業(yè)的普遍關(guān)稅。
BPP反映了PT PLN在發(fā)電和從第三方供應(yīng)商處采購時的成本，但不包括傳輸成本的成本。太陽能光伏技術(shù)的資費計算如下：
如果當(dāng)?shù)谺PP大于上一年度的國家BPP，則關(guān)稅應(yīng)設(shè)定為當(dāng)?shù)谺PP的最大值的85%。
如果國家BPP大于或等于上一年的本地BPP，則關(guān)稅應(yīng)基于IPP和PLN之間的相互協(xié)議。
該法規(guī)對太陽能光伏投資者提出了挑戰(zhàn)，因為他們對PT PLN的報價不再直接與其各自的生產(chǎn)成本掛鉤，而是與一般地區(qū)和某一地區(qū)的任何來源生產(chǎn)能源的成本掛鉤。此外，BPP的年度校準(zhǔn)導(dǎo)致公司向PT PLN出售電力的價格出現(xiàn)波動。
2018年11月，該部推出了用于屋頂太陽能光伏裝置的MEMR第49/2018號條例。根據(jù)該規(guī)定，所有屋頂太陽能光伏裝置都需要事先經(jīng)PT PLN當(dāng)?shù)胤咒N公司驗證和批準(zhǔn)，驗證和批準(zhǔn)過程應(yīng)在15天內(nèi)完成。
驗證需要有關(guān)PT PLN客戶識別號，計劃屋頂光伏系統(tǒng)的安裝容量，要安裝的設(shè)備的規(guī)格以及計劃的光伏系統(tǒng)的單線圖的信息。該法規(guī)還為屋頂太陽能光伏裝置的PT PLN客戶介紹了電費計算。
這些賬單將根據(jù)每小時千瓦時(kWh)進口值減去kWh出口值按月計算。出口價值將按適用的PT PLN關(guān)稅的65%計算。屋頂太陽能光伏開發(fā)商擔(dān)心額外的批準(zhǔn)要求以及65%的乘數(shù)。
在以前的政府下，乘數(shù)沒有到位，因此在計算客戶賬單時考慮了進口值和出口值之間的差額。在現(xiàn)任政府下，如果進口價值與先前相同，那么進口價值出口與出口價值的65%之間的差異被考慮用于計算客戶賬單，從而使賬單更加膨脹。結(jié)果，客戶對建立屋頂太陽能PV的興趣降低。
目前，印度尼西亞的所有可再生能源項目都是在建設(shè)，擁有，運營和轉(zhuǎn)讓(BOOT)計劃下開發(fā)的，其中PT PLN是電力生產(chǎn)的唯一承購商。獨立電力生產(chǎn)商(IPP)在PT PLN的電力購買協(xié)議(PPA)中提及的有限時間內(nèi)擁有和運營生產(chǎn)設(shè)施。
2017年，通過MEMR條例10/2017，政府對購電協(xié)議提出了一些強制性要求，這些要求涉及與政府不可抗力(GFM)和自然不可抗力(NFM)相關(guān)的風(fēng)險，這可能會影響電網(wǎng)和相關(guān)方。 PPA。在引入該法規(guī)之前，GFM事件分為兩種情形，即不合理的政府行為或不作為(例如，沒有有效或法律原因的許可證撤銷)以及法律法規(guī)的變化。
政府風(fēng)險轉(zhuǎn)移到PT PLN，然后PT PLN能夠通過各種規(guī)定管理風(fēng)險。如果工廠因GFM事件而停止運營或者進行關(guān)稅調(diào)整以補償成本影響損失，公司過去或者要么考慮支付調(diào)度以支付收入損失。
如果由于長期的GFM事件終止PPA，PT PLN還調(diào)整了終止金額的支付，該金額等于未償還的項目債務(wù)加上未來的股權(quán)收益損失。
因此，圍繞太陽能開發(fā)商不變收入的不安全因素在市場上占了上風(fēng)。在2018年，政府通過MEMR第10/2018號條例對法規(guī)進行了修訂，PPA的各方可以自由地在任何GFM的情況下協(xié)商條款。但是在NFM的情況下，如果由于任何NFM事件(如洪水，閃電等)導(dǎo)致PT PLN的電網(wǎng)中斷，PT PLN可以支付視為調(diào)度的費用。
對于PPA可融資性，在MEMR第10/2018號條例下沒有為NFM提供資金。這意味著在NFM清晰的情況下，開發(fā)人員是否會收到PT PLN為他們發(fā)送到網(wǎng)格的單元支付的費用。這為太陽能開發(fā)商帶來了進退兩難的狀態(tài)。
工業(yè)部(MOI)還實施了一些法規(guī)，規(guī)定公司只有滿足60%的本地含量要求(LCR)才能建造太陽能發(fā)電廠。由于大多數(shù)設(shè)備都是進口的，投資者很難滿足LCR。
根據(jù)GlobalData在2018年底，印度尼西亞報告的總裝機容量超過65GW。該國主要由化石燃料驅(qū)動，該國累計產(chǎn)能的85%以上來自熱能技術(shù)，主要是煤炭。該國在2018年底擁有超過30GW的煤電裝置。
到2025年，印度尼西亞已將可再生能源目標(biāo)定為其能源結(jié)構(gòu)的23%，但到2018年底，它已分別安裝了106MW的太陽能和85MW的風(fēng)能裝置。為了增加可再生能源的貢獻，該國必須提出可以改善可再生能源部門投資的激勵措施和法規(guī)。
圖1：容量組合，印度尼西亞，2018年
資料來源：GlobalData
印度尼西亞擁有強大的太陽能潛力，但一系列政策失誤阻礙了該技術(shù)的發(fā)展。該國已啟動2019 - 2028年的電力供應(yīng)業(yè)務(wù)計劃(RUPTL)，該計劃的重點是太陽能，而PT PLN則將其太陽能計劃減少了137兆瓦?？v觀全球許多國家的太陽能成功經(jīng)驗，印度尼西亞必須制定法規(guī)，建立強大的太陽能，以挖掘其潛力，使該技術(shù)能夠為該國的發(fā)電組合做出更多貢獻。
為了推動可再生能源的安裝，政府通過不同的部門引入了各種法規(guī)。然而，公司正在抗議一些法規(guī)，因為他們認為這些法規(guī)不利于該國的太陽能發(fā)展。
能源和礦產(chǎn)資源部已經(jīng)頒布了關(guān)于屋頂太陽能光伏系統(tǒng)許可的法規(guī)和用于將多余電力輸出到國家公用事業(yè)PT PLN網(wǎng)格的上網(wǎng)費用。
2017年，政府引入了MEMR條例50/2017，通過該條例引入了一種新機制來確定PT PLN將從獨立電力生產(chǎn)商(IPP)購買電力的關(guān)稅。這使PT PLN能夠通過談判和對適用的發(fā)電基本成本(Biaya Pokok Penyediaan Pembangkitan或“BPP”)進行基準(zhǔn)測試，更好地控制該行業(yè)的普遍關(guān)稅。
BPP反映了PT PLN在發(fā)電和從第三方供應(yīng)商處采購時的成本，但不包括傳輸成本的成本。太陽能光伏技術(shù)的資費計算如下：
如果當(dāng)?shù)谺PP大于上一年度的國家BPP，則關(guān)稅應(yīng)設(shè)定為當(dāng)?shù)谺PP的最大值的85%。
如果國家BPP大于或等于上一年的本地BPP，則關(guān)稅應(yīng)基于IPP和PLN之間的相互協(xié)議。
該法規(guī)對太陽能光伏投資者提出了挑戰(zhàn)，因為他們對PT PLN的報價不再直接與其各自的生產(chǎn)成本掛鉤，而是與一般地區(qū)和某一地區(qū)的任何來源生產(chǎn)能源的成本掛鉤。此外，BPP的年度校準(zhǔn)導(dǎo)致公司向PT PLN出售電力的價格出現(xiàn)波動。
2018年11月，該部推出了用于屋頂太陽能光伏裝置的MEMR第49/2018號條例。根據(jù)該規(guī)定，所有屋頂太陽能光伏裝置都需要事先經(jīng)PT PLN當(dāng)?shù)胤咒N公司驗證和批準(zhǔn)，驗證和批準(zhǔn)過程應(yīng)在15天內(nèi)完成。
驗證需要有關(guān)PT PLN客戶識別號，計劃屋頂光伏系統(tǒng)的安裝容量，要安裝的設(shè)備的規(guī)格以及計劃的光伏系統(tǒng)的單線圖的信息。該法規(guī)還為屋頂太陽能光伏裝置的PT PLN客戶介紹了電費計算。
這些賬單將根據(jù)每小時千瓦時(kWh)進口值減去kWh出口值按月計算。出口價值將按適用的PT PLN關(guān)稅的65%計算。屋頂太陽能光伏開發(fā)商擔(dān)心額外的批準(zhǔn)要求以及65%的乘數(shù)。
在以前的政府下，乘數(shù)沒有到位，因此在計算客戶賬單時考慮了進口值和出口值之間的差額。在現(xiàn)任政府下，如果進口價值與先前相同，那么進口價值出口與出口價值的65%之間的差異被考慮用于計算客戶賬單，從而使賬單更加膨脹。結(jié)果，客戶對建立屋頂太陽能PV的興趣降低。
目前，印度尼西亞的所有可再生能源項目都是在建設(shè)，擁有，運營和轉(zhuǎn)讓(BOOT)計劃下開發(fā)的，其中PT PLN是電力生產(chǎn)的唯一承購商。獨立電力生產(chǎn)商(IPP)在PT PLN的電力購買協(xié)議(PPA)中提及的有限時間內(nèi)擁有和運營生產(chǎn)設(shè)施。
2017年，通過MEMR條例10/2017，政府對購電協(xié)議提出了一些強制性要求，這些要求涉及與政府不可抗力(GFM)和自然不可抗力(NFM)相關(guān)的風(fēng)險，這可能會影響電網(wǎng)和相關(guān)方。 PPA。在引入該法規(guī)之前，GFM事件分為兩種情形，即不合理的政府行為或不作為(例如，沒有有效或法律原因的許可證撤銷)以及法律法規(guī)的變化。
政府風(fēng)險轉(zhuǎn)移到PT PLN，然后PT PLN能夠通過各種規(guī)定管理風(fēng)險。如果工廠因GFM事件而停止運營或者進行關(guān)稅調(diào)整以補償成本影響損失，公司過去或者要么考慮支付調(diào)度以支付收入損失。
如果由于長期的GFM事件終止PPA，PT PLN還調(diào)整了終止金額的支付，該金額等于未償還的項目債務(wù)加上未來的股權(quán)收益損失。
因此，圍繞太陽能開發(fā)商不變收入的不安全因素在市場上占了上風(fēng)。在2018年，政府通過MEMR第10/2018號條例對法規(guī)進行了修訂，PPA的各方可以自由地在任何GFM的情況下協(xié)商條款。但是在NFM的情況下，如果由于任何NFM事件(如洪水，閃電等)導(dǎo)致PT PLN的電網(wǎng)中斷，PT PLN可以支付視為調(diào)度的費用。
對于PPA可融資性，在MEMR第10/2018號條例下沒有為NFM提供資金。這意味著在NFM清晰的情況下，開發(fā)人員是否會收到PT PLN為他們發(fā)送到網(wǎng)格的單元支付的費用。這為太陽能開發(fā)商帶來了進退兩難的狀態(tài)。
工業(yè)部(MOI)還實施了一些法規(guī)，規(guī)定公司只有滿足60%的本地含量要求(LCR)才能建造太陽能發(fā)電廠。由于大多數(shù)設(shè)備都是進口的，投資者很難滿足LCR。
根據(jù)GlobalData在2018年底，印度尼西亞報告的總裝機容量超過65GW。該國主要由化石燃料驅(qū)動，該國累計產(chǎn)能的85%以上來自熱能技術(shù)，主要是煤炭。該國在2018年底擁有超過30GW的煤電裝置。
到2025年，印度尼西亞已將可再生能源目標(biāo)定為其能源結(jié)構(gòu)的23%，但到2018年底，它已分別安裝了106MW的太陽能和85MW的風(fēng)能裝置。為了增加可再生能源的貢獻，該國必須提出可以改善可再生能源部門投資的激勵措施和法規(guī)。
圖1：容量組合，印度尼西亞，2018年
資料來源：GlobalData
印度尼西亞擁有強大的太陽能潛力，但一系列政策失誤阻礙了該技術(shù)的發(fā)展。該國已啟動2019 - 2028年的電力供應(yīng)業(yè)務(wù)計劃(RUPTL)，該計劃的重點是太陽能，而PT PLN則將其太陽能計劃減少了137兆瓦?？v觀全球許多國家的太陽能成功經(jīng)驗，印度尼西亞必須制定法規(guī)，建立強大的太陽能，以挖掘其潛力，使該技術(shù)能夠為該國的發(fā)電組合做出更多貢獻。
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