2026年公用事业环保行业：印尼工业增长下的电力平衡与定价

印尼本质上是结构性缺电

从全国总量上看，即便在 2023 年最高负荷同比大幅增长 36%的情况下，印尼备用率仍高 达 26%，表观上印尼电力装机过剩，但本质是严重的结构性缺电：在资源丰富的苏拉威西 （Sulawesi）和北马鲁古（North Maluku）等镍矿、电解铝工业基地，PLN 电网难以全面 覆盖或线路容量脆弱，导致高耗能工业长期面临“有矿无电”的窘境。这种空间上的错配 倒逼工业园区不得不通过自建煤电（IUPTLS）用于生产，截至 2023 年底，印尼自备电厂 中煤电装机容量为 3125MW，较 2021 年底增加 168%，贡献印尼自备电厂 2022-2023 年 新增装机的 42%，贡献印尼全国 2022-2023 年新增煤电装机的 15%。

需求侧：高能耗工业驱动印尼电力需求和 GDP 增长

印尼电力弹性系数高达 2 左右，GDP 增长较大程度依赖高耗能产业。2021-2024 年，印尼 年度总用电量同比增速显著高于 GDP 增速，电力弹性系数为 1.6-2.4，反映出印尼 GDP 增 长较大程度依赖高耗能行业。分类型用电量中，印尼工业用电量在 2021-2024 年基本保持 每年 10%以上的快速增长态势，2024 年同比增速更是高达 17%，占印尼总用电量的比例 从 2020 年 43%提升 7pp 至 2024 年的 50%。

供给侧：自备电厂规模的快速提升凸显 PLN 的覆盖不足

2023 年印尼备用率因最高负荷同比+36%而快速下降，但其备用率因火电装机占比高而整 体处于较高水平。2020-2022 年，印尼装机备用率处于 40%-58%的高水平，主要是：1） 印尼每年总装机同比增速高于最高负荷同比增速；2）印尼煤炭资源丰富，天然气资源也处 于亚太地区前列，火电（煤电/气电）装机占比稳定在 80%左右的高水平，而火电为稳定性 强的基荷电源。2023 年，印尼最高负荷同比大幅增长 36%，备用率快速下降至 26%，主 要是苏拉威西（Sulawesi）和北马鲁古（North Maluku）工业园区的镍、镍铁、电解铝等 产能集中投产。但总体而言，由于印尼截至 2024 年底负荷不稳定的风电/光伏装机占比合 计仅 1%，其备用率仍处于较高水平（印尼 30%左右 vs 中国 2024 年仅 10%左右）。

印尼国家电力公司（PLN）垄断全国输配电环节，且经营印尼 75%以上电厂。印尼发电环 节按所有权分配，包括 PLN、私营发电商/独立发电商（PPU/IPP）和自备电厂（IUPTLS）， 因自备电厂的装机快速增长，PLN 的发电装机规模占比从 2020 年的 83%下降至 2024 年的 75%，而自备电厂则由 2020 年的 11%提升至 2024 年的 20%。印尼的输配电业务几乎由 PLN 垄断，PPU 和 IPP 的电量出售给 PLN，再由 PLN 出售给下游终端用户。自备电厂 （IUPTLS）是自发自用模式。

自备电厂装机规模的快速提升说明印尼国家电网的可靠性不足或容量无法覆盖大宗工业需 求。2022-2024 年，印尼自备电厂装机容量同比增速分别高达 27%/22%/44%，是印尼整体 装机规模增长的核心驱动力，说明国家电网的可靠性不足或容量无法覆盖大宗工业需求。 印尼自备电厂大规模存在的主要原因是：1）高价值的镍、铝矿产主要分布在苏拉威西 （SULAWESI）、马鲁古(MALUKU)和加里曼丹(KALIMANTAN)等地区的偏远海岛上，PLN 的主干电网较难覆盖；2）高耗能产业对电力稳定性要求高，孤岛电网或难以满足工业级严 苛要求；3）当一个工业园区的负荷达到 GW（吉瓦）级别时，自建电厂的单位发电成本 （LCOE）可能低于购买 PLN 的工业用电。 原则上自备电厂（IUPTLS）不能售电，但若园区电厂持有 PPU 牌照，可在园区内售电。 IUPTLS 牌照仅允许（自用），持有该牌照的电厂只能供应给同一法人实体或在同一业务许 可范围内的设施，即不允许 A 矿的自备电厂发的电出售给 B 矿。但如果 A 矿和 B 矿都入驻 同一个工业园区，整个园区申请一个业务区 PPU 牌照，该类型电厂则可以向园区内的各个 矿区售电。

印尼自备电厂以生物质发电和煤电为主，但 2022-2023 年的主要增量来源于煤电。截至 2023 年底，印尼自备电厂中装机占比最大的是生物质发电，为 34%，主要分布在苏门答腊 岛(Sumatera)。因印尼是全球最大的棕榈油生产国，同时拥有庞大的纸浆和造纸工业，生 产过程中产生的空果串、果壳、木屑等可用于生物质发电，实现能源闭环。但装机增长最 快自备电厂类型是煤电，截至 2023 年底，印尼自备电厂中煤电装机容量为 3125MW，较 2021 年底增加 168%，贡献印尼自备电厂 2022-2023 年新增装机的 42%，主要受苏拉威西 （Sulawesi）和北马鲁古（North Maluku）工业园区的镍、镍铁、电解铝等产能投产驱动。

印尼能源转型：火电仍是不可或缺的部分

在经济发展和能源转型的博弈中，印尼虽限制 PLN 新建煤电，仍为自备电厂新增煤电留有 缺口。根据 85.K/2025 号部长令（RUKN 2025-2060）的能源规划，短中期维度的 2025-30 年，印尼将年均新增煤电/气电 3.6/3.2GW，以快速匹配工业用电需求的高增；中长期维度 的 2031-35 年，为加快推动能源转型，计划减少 2.2GW 煤电，同时新增气电规模也下降至 4.2GW。新能源层面，印尼计划 2025-35 年新增新能源装机约 39.1GW，其中风电：光伏 为 3：7。但我们测算 2031-35 年仍需每年新增 3GW 左右的煤电装机，才能在煤电相对正 常合理的利用小时数下，实现用电安全。

GDP 增长目标和 2060 碳中和目标的博弈

印尼目前正陷入“2045 黄金印尼”愿景与“2060 净零排放（NZE）”承诺的深度博弈之中。 前者依据印尼国家发展计划部（BAPPENAS）于 2023 年 6 月发布的 《2025-2045 年国家 长期发展规划》（RPJPN），确立了年均 6%-7%的 GDP 增长基准；而当选总统普拉博沃（第 一任期至 2029 年）更是在 2024 年 5 月的卡塔尔经济论坛上公开承诺，将在执政初期将 GDP 增速推高至 8%。与此同时，碳中和目标则受到 2022 年 9 月发布的第 112/2022 号总 统令以及在 2022 年 11 月 15 日巴厘岛 G20 峰会上由印尼与国际合作伙伴组织（IPG）共 同发布的 JETP 协议严格约束，要求电力部门在 2050 年提前实现净零碳排放。 两者的核心矛盾点在于能源成本与供应稳定性之间的时空错位。实现 8%GDP 增长所依托 的下游冶炼工业需要具有竞争力的廉价基荷电力，而目前印尼唯一能大规模提供的此类能 源仍是煤电。在 JETP 协议限制 PLN（国家电力公司）新建煤电的压力下，工业园区为了 对冲电力缺口和高昂成本，不得不利用政策空间自建煤电（IUPTLS）。我们认为这种“向左 转（减排）与向右转（增长）”的拉锯，构成了未来十年印尼能源规划中最根本的结构性冲 突。

这种博弈在法律实践中体现为在严禁新建公用煤电的同时，为自备电厂设立“豁免特例”。 2022 年 9 月 13 日发布的第 112/2022 号总统令在严禁新建公用煤电的同时，于第九条为自 备电厂（IUPTLS）设立“豁免特例”，本质上是在 2060 碳中和目标与 2045 经济愿景之间 划定的法律“缓冲区”。这一特例的必要性在于，针对苏拉威西等偏远矿区国家电网覆盖不 足、供电稳定性脆弱的结构性缺电现状，允许战略性加工产业在满足特定减排和退役条件 下保留自备煤电，既是支撑镍铝冶炼等支柱产业不停摆的现实妥协，也是在绿色转型中通 过低成本能源底色，对冲普拉博沃 8%增长目标所面临的国际能源通胀及供应链风险的战略 考量。

85.K 号令确立 2060 净零目标，开启由煤电向绿能转型的结构性变化。85.K/2025 号部长 令（RUKN 2025-2060）作为印尼电力工业的全新总纲领，将 2060 年的总装机需求调高至 约 443 GW（以支撑 1813TWh 的年电量需求），并强制要求届时 73.6%的电力必须由可再 生及新能源（含光、风、水、核、氢/氨）提供。重点变化体现为：一是核能正式“入常”， 规划了 250MW 级（2032 年苏门答腊 COD）至 35GW 级（2060 年）的核能建设序列；二 是电网战略升级，强调通过“超级电网（Super Grid）”和 15GW 级的储能系统（BESS） 解决海岛间的电力错位，为大规模间歇性绿电接入提供物理保障，从而在顶层设计上开启 了煤电从“基荷主力”向“调峰/逐步退出”的实质性转型。

2025-35E 新增风光 39GW，但年均至少新增 3GW+煤电才能保障供应

关键假设： 1） 装机容量： 印尼能源与矿产资源部（KESDM）于 2025 年 3 月 5 日发布 85.K/2025 号部长令，即 《2025-2060 年国家电力总规划》（简称 RUKN 2025-2060），其主要围绕印尼迈向 2060 净零排放和力争在 2029 年经济增长达到约 8%的水平对电力供需做出预测。 我们按照 85.K/2025 号部长令对 2025-2035 年全国总装机和各类型装机占比预计对各电源 2025-2035 年装机容量进行假设。 2）利用小时数： 2020-2024 年利用小时数根据每年发电量/当年和上一年装机容量的平均数进行测算，对于 2025-2035 年各电源利用小时数预测：1）水电由于自然来水可能产生波动，可预测性较差， 我们均采用 2020-2024 年印尼水电利用小时数的平均值 3945 小时；2）煤电利用小时数= （全国用电量-除煤电外所有电源发电量之和）（当年和上一年煤电装机容量的平均数）； / 3） 考虑用电需求增长较快，假设 2025-35 年气电利用小时数从 2024 年的 2598 小时开始每年 提升 100 小时，至 2035 年，气电利用小时数为 4198 小时；4）其他除水电、煤电、气电 外电源假设与 2024 年水平相当。 3） 发电量： 2025-2035 年预测期的煤电发电量=全国用电量-除煤电外所有电源发电量之和，其他各电 源发电量=预测利用小时数*（当年和上一年各电源装机容量的平均数）。4） 用电量： 居民：2024 年印尼居民用电量同比增速为 6.5%，假设 2025 年居民用电量维持 6.5%同比 增速，后续同比增速呈现递减趋势，至 2035 年，居民用电量同比增速下降至 4.2%。 工业：2021 年以来，印尼工业用电量年均同比增速高达 12.8%，2024 年为 17.1%，考虑 矿业下游化高耗能工业（镍、铝冶炼）是印尼未来经济增长的核心动力，我们假设 2025-2029 年工业用电量同比增速为 17.5%/13.5%/11.5%/9.5%/7.5%，2030-2035 年每年工业用电量 同比增速较前一年下降 0.5pp，至 2035 年工业用电量同比增速为 4.5%。 商业：2021-2024 年，印尼商业用电量同比增速分别为 3.6%/15.6%/10.4%/8.0%，经历了 快速修复到正常增长的过程，我们预计印尼 2025-2035 年每年商业用电量同比增速较上一 年下降 0.2pp，至 2035 年，商业用电量同比增速为 5.0%。 公共：公共用电量在印尼总用电量中占比较小，2024 年仅为 5%，2022-2024 年公共用电 量年均同比增速为 9.3%，我们预计 2025 年为 8.0%，2026-2027 年为 7.0%，2028-2030 年为 6.0%，2031-2035 年为 5.5%。 电动车：此前印尼电动车保有量尚小，电动车用电量分布在其他各个用电类型中，考虑未 来电动车保有量提升，以及有效评估充电负荷对电网调度峰谷平衡带来的压力，电动车被 提取出来作为一个独立的预测维度。85.K/2025 号部长令对 2025 年电动车用电量预计值为 1200GWh，我们假设每年电动车用电量同比增速从 2026年 50%逐步下降至 2035 年的 30%， 至 2035 年印尼电动车用电量将达到约 38204GWh。