印尼电力条件对电解铝项目的影响探究——印尼：从铝矿主到全产业链的蜕变（中）
期货研究 二〇二三年度 国泰君安期货研究所 2023年9月28日 印尼电力条件对电解铝项目的影响探究 ——印尼：从铝矿主到全产业链的蜕变（中） 王蓉投资咨询从业资格号：Z0002529wangrong013179@gtjas.com张驰（027856）（联系人）期货从业资格号：F0311458zhangchi027856@gtjas.com 报告导读： 作为耗电大户的电解铝企业，最佳的电力来源还是煤电和水电，以现有+规划中的电解铝产能项目来看，基本也是依赖燃煤和水力。然而印尼对能源转型决心十足，未来印尼的燃煤电力供应下降将是大势所趋。未来继续有在印尼新建电解铝产能计划的企业，如何解决稳定的电力供应将成为问题，如果不能以自备燃煤电厂这一最具性价比的方式解决电力供应，那么就要以投资水电或者购买网电的形式来满足电解铝生产的电力需要，出海印尼进行电解铝新产能投建的性价比可能就将大打折扣。 以印尼现有+规划中的4个电解铝产能项目来看： （1）华青铝业的电力条件最好（现有装机容量即可匹配），未来影响其投产节奏的因素中电力问题应干扰不多，但仍会受到例如海外价格及需求等方面的影响； （2）INALUM目前的水电容量仅支持40万吨的产能（2023年预计运行产能接近30万吨），2024年其产能升级扩增的10万吨产能应能落地，但若后续再有更大产能规划，就捉襟见肘； （3）PTKAI（Adaro&力勤&CITA）电解铝项目，近阶段煤电+远阶段水电均有规划，但目前都还没完全落地，新建燃煤电厂是否有新的政策变数，投资水电建设周期长、融资规模大、成本高等也会带来实际落地的不确定； （4）PTBAI（南山铝业）远期计划建设的100万吨产能，按照目前一期燃煤机组容量匹配，仅供约10万吨电解铝冶炼用电。远期可能有其他形式的二次能源发电来支持，并主要来自可再生能源，然而光伏、风电及其他能源发电的不稳定性，一定程度难以适配电解铝生产需要。 因此总结来看，我们认为印尼电解铝新产能在2025年之前或都不足为惧。目前有明确规划的4个项目尚且进展缓慢，未来伴随印尼向可再生能源的转型期加速到来，稳定低廉的电力供应在近几年不易看到，同时叠加现阶段低迷的海外需求，或将难再看到印尼电解铝新产能的更多落地。 特别鸣谢凯丰投资联合研究。 目录 1.印尼对铝全产业链的本土化战略：矿业政策是“舟”，能源条件是“水”3 2.印尼电力市场状况及政策导向梳理3 2.1印尼电力市场主要参与主体：国有化程度高，电解铝项目用电多以PPU模式运行3 2.2印尼电力供需平衡：供需双增，未来新增电力更倾向再生能源4 2.3印尼不同类型的电力能源供应及政策导向5 2.3.1燃煤电厂：体量最大，但未来发展受限5 2.3.2可再生能源发电：基数偏低，2023-2025年是关键发展期7 3.印尼电解铝厂电力资源摸排8 3.1印尼INALUM电解铝项目：主要依赖水电8 3.2华青铝业项目：股东自有煤电，充足电力保障9 3.3PTBAI（南山铝业）电解铝项目：当前电力匹配主要是煤电，容量不足以匹配10 3.4PTKAI（Adaro&力勤&CITA）电解铝项目：近阶段煤电+远阶段水电10 4.结论：2025年之前，印尼电解铝新产能或不足为惧11 （正文） 1.印尼对铝全产业链的本土化战略：矿业政策是“舟”，能源条件是“水” 近年来印尼对于矿业法的修订以及相关的总统令，无不表明印尼正在通过顶层设计，调控行业和市场，推动矿产业向下游延伸发展。 当前印尼的矿业政策基本围绕这一战略性的方向去推动。以一个或许并不为市场熟知的政策为例，在印尼实施采矿作业的外资企业，需要在时限内完成股权转让，在一定条件下，时限可被放宽。对于全外资矿产企业来说，如果仅开发一个露天矿场，则10年以后，就要开始向印尼中央政府、地方政府、国企、印尼全资企业进行股权转移。然而如果配套建设了相关的冶炼设施，或有其他相关开发利用行为，则能将时限放宽5年。如果矿场开发不是露天的，而是地下矿场，则可进一步放宽五年。两者可以叠加，即最长可 以放宽至20年之后开始转让股权1。这从最核心的股权利益本身，对采矿企业的下游化形成了政策上的直接驱动。而其他的矿业政策，例如出口配额、出口关税、出口禁令等的实施，则更为市场知悉。 我们在《印尼：从铝矿主到全产业链的蜕变（上）》专题报告中（发布于2023年9月4日），曾提及印尼对铝全产业链的本土化战略。进一步从该战略落地的可行性或者从政策面的角度看，当下印尼的矿业政策可视为“舟”，而能源条件我们认为则是“水”，顺水才能推舟。后续，印尼在铝土矿-氧化铝-电解铝产业上拓展的程度，将很大程度取决于是否有充分的能源条件支持。 2.印尼电力市场状况及政策导向梳理 2.1印尼电力市场主要参与主体：国有化程度高，电解铝项目用电多以PPU模式运行 印尼电力市场的国有化程度比较高，主要通过印尼国家电力公司（PLN）对全国电力行业实施管理。PLN成立于1965年，是印尼政府全资拥有的综合性电力公共事业公司，既是印尼最大的电力供应商，也是唯一的电网公司2。印尼上网和销售电价均由政府主导，据该国能矿部数据，2022年印尼工业电价在0.07美元/千瓦时左右。 印尼电力行业主要由三类经营主体构成：一是国有控股公司，PLN垄断了印尼发电、输配电以及电力零售业务；二是独立发电商（IPP），即以发电业务为营利手段的私营企业，需取得电力供应执照（IUPTL），一般情况下IPP仅能经营发电业务，并只能与PLN签订电力采购协议，将电力出售给PLN；三是私营电力公用事业公司（PPU），专指为工业区自用发电或供电给工业区承租户的企业，可经营发电、输配电与售电等综合电力业务，PPU同样也需取得IUPTL，所发的电可自用或出售给PLN3。 由于目前规划的电解铝冶炼厂多位于工业园区内，且配套园区规划的自备电机组，因此多是以PPU模式运行。除此之外，例如华青铝业所在的苏拉威西工业园内的自备电机组，除了园区内企业自用外，也通过向PLN售电的方式向周边提供电力。 1资料来源：ICLG，AndikaMendrofa，ShantiPrameshwara，https://iclg.com/practice-areas/mining-laws-and-regulations/indonesia 2资料来源：http://www.360doc.com/content/21/0302/14/74005324_964746646.shtml，印尼老杜；该文中亦提及，PLN垄 断印尼输电及变电网络，独立发电商（IPP）必须将电力销售给PLN。PLN的输电网络主要集中在爪哇岛、苏门答腊岛、苏拉威西岛等人口最稠密的地区（占全国总人口的80%左右）。 3资料来源：https://news.goalfore.cn/topstories/detail/34735.html，国复咨询，2022年中国-印度尼西亚新能源国际合作调研报告（上）-新能源海外发展联盟。 图1：2022年印尼工业电价接近0.07美元/千瓦时图2：印尼电力行业主要参与主体 资料来源：印尼能矿部，国泰君安期货研究资料来源：台湾工研社 2.2印尼电力供需平衡：供需双增，未来新增电力更倾向再生能源 伴随PLN在电力市场上的持续建设，印尼的发电装机容量持续上升，且发电量长年占到东盟国家发电总量的25-30%。截至2022年，印尼总计6928座发电站，较2021年增加了168座，较2018年增加383座4。 印尼的发电装机容量较2010年增加了2.56倍，同期电网长度也翻了近一倍。根据印尼能矿部公布的数据，2022年印尼国内电力总装机容量达到83.82GW，其中参与并网的燃煤电厂装机容量46.01GW、水电并网装机容量5.05GW、孤网运行的水电装机容量930MW（孤网运行的燃煤电厂未统计在内）。 从需求端来看，印尼的电力供应近一半（42%）给了工业，2022年印尼国内总的电力消费达到1.83亿桶标准油，其中工业企业用电逐年增加，2022年达到113565GWh，同比增长13.21%。为了保证稳定供应，印尼支持企业自己建设发电站，然而从印尼未来电力市场规划来看，新增装机容量更加向可再生能源倾斜，燃煤发电相对受限。 图3：PLN装机容量持续上升，输电网长度快速提升图4：印尼发电量占东盟国家发电总和的25-30% 资料来源：PTPLN年报，国泰君安期货研究资料来源：OurWorldInData，国泰君安期货研究 根据印尼电力供应商业计划2021-2030（RUPTL2021-2030）披露，2021-2025年计划新增电力装机容量26.9GW，到2030年累计新增装机容量达到40.6GW（其中52%比重是可再生能源新增装机），较2019-2028规划的56.4GW减少15.8GW。取消的项目主要为燃煤电厂的计划，由于加速减碳的目标，之前计划中的部分燃煤电厂被搁置，其中就包括INALUM电力机组（SUMUT-2项目2*300MW燃煤电厂）的项目。 4资料来源：PTPLN年报。 图5：工业是印尼的主要电力需求图6：2021-2022年印尼工业用电增速维持在10+% 资料来源：印尼电力总局，国泰君安期货研究资料来源：印尼能矿部，国泰君安期货研究 图7：根据印尼电力供应商业计划2021-2030（RUPTL2021-2030）披露，2021-2025年计划新增电力装机容量26.9GW，到2030年累计新增装机容量达到40.6GW，部分燃煤电厂计划被取消 资料来源：RUPTL2021-2030，OECD 2.3印尼不同类型的电力能源供应及政策导向 印尼依托于独特的资源禀赋，目前的电力供应目前主要还是依靠燃煤电厂，充足的煤炭产量保证了发展电力的燃料，同时印尼水系资源丰富，可开发利用的水电资源也较多。在碳达峰战略目标的导向下，印尼削减了未来计划新投的煤电产能，并计划用更多的可再生能源进行替代。 2.3.1燃煤电厂：体量最大，但未来发展受限 当前，煤炭仍是印尼最主要的发电能源。根据印尼官方公布的能源结构来看，一次能源的供应中，煤炭占比可达到42.38%，这与印尼作为煤炭产量大国的身份密不可分。目前印尼掌握的煤炭储备量接近350亿吨，合计资源量在992亿吨左右，排名世界第七。根据印尼能矿部公布的数据，2022年印尼煤炭产量达到历史新高6.87亿吨，仅次于中国和印度。印尼同时也是全球第一大煤炭出口国，2022年出口煤炭4.65亿吨，如此丰富的煤炭资源使得印尼可以以相对低廉的成本获得发电燃料。 图8：2022年印尼煤炭产量高达6.87亿吨，出口接近4.65亿吨 资料来源：印尼能矿部，印尼海关，国泰君安期货研究 根据RUPTL2021-2030披露，2020年印尼燃煤装机容量占到总电力装机容量的50%，在2021-2030十年间，预计将有13.819GW的燃煤电厂将要建成，到2030年燃煤装机容量将达到44.726GW，然而其占总电力装机容量（99.2GW）的比重将较2020年下降5个百分点至45%。 印尼火电的发展受限，与当下全球新旧能源切换的大格局不无关系。就印尼本土而言，2022年9月该国总统佐科发布了一项新的总统令，停止为新的燃煤电厂发放许可证，以促进印度尼西亚新能源和可再生能源的发展。2021年PLN就已宣布不会新建燃煤发电厂，并将开始关闭燃煤电厂，在2055年前淘汰总计50GW的燃煤电厂5，不过在法案公布之前获得许可的燃煤电厂项目仍将被允许继续进行建设。为促进上述计划实施，印尼政府也将向私营公司（IPP）放开可再生能源电站市场。 图9：根据印尼电力供应商业计划2021-2030（RUPTL2021-2030）披露，2030年燃煤装机容量占比将下降 资料来源：RUPTL2021-2030，PLN 除印尼外，更为关键的是中国已宣布停止在海外新建燃煤电厂。2021年中国提出“3060”双碳目标时，就提及将大力支持发展中国家能源绿色低碳发展，不再新建境外煤
