一、印尼的能源转型目标

印尼RUPTL 2025–2034在可再生能源装机目标上给出了清晰的数字：生物能源0.9吉瓦、风电7.2吉瓦、光伏17.1吉瓦。印尼的生物质（尤其是棕榈油相关能源路径）资源雄厚，电力规划制定了0.9吉瓦的装机发展目标，但近年来棕榈油生物质能源受欧盟法规影响，其ESG结构性风险逐步凸显。

二、印尼棕榈油生物质能源项目

在印尼能源体系中，棕榈油作为生物柴油原料，它是B40乃至B50政策的核心支撑——印尼政府推进2026年强制实施B50标准（50%棕榈油生物柴油混合）；作为发电原料，棕榈油（含棕榈废液和棕榈核壳等生物质）则纳入RUPTL的生物能源规划中。

上述两条路径在印尼适用不同的监管框架，而且相互之间存在实质性的原料竞争。据相关机构测算，印尼2025年CPO产量约4836万吨，受B50政策实施影响，仅生物柴油就将吸收约1800万吨CPO，叠加印尼国内食品和化工用途需求约900至1000万吨，可供生物质发电利用的原料将大幅收窄。

与中国国内的生物掺烧有类似困境，棕榈生物质发电项目若将POME或棕榈核壳作为燃料来源，其原料成本与供应稳定性存在风险，而这是无法通过合同锁定的供应风险。

（一）ISPO认证：从种植园到下游的强制延伸

在可持续认证层面，印尼正推动ISPO体系向棕榈油生物能源下游强制延伸。2026年印尼能矿部第3号条例（ESDM 3/2026）规定，ISPO认证对生物柴油生产商及其他棕榈油生物能源企业强制适用，意味着从种植园向下游能源部门延伸。该条例上位法为第16/2025号总统令（印尼可持续棕榈油认证体系），对违规企业，能矿部部长有权实施行政制裁。

对于投资棕榈生物质发电项目而言，企业合规义务链条由此显著延长，项目不仅须完成IUPTLU许可申请、AMDAL环境影响评估和PPA谈判，还须确保原料供应商持有有效ISPO认证。

（二）ESG合规

棕榈油生物质项目的ESG风险结构主要呈现在融资方面，包括贷款条件、绿色债券，乃至项目的绿色身份认定，无不受制于此。

1. TKBI 2.0的棕榈油绿色分类标签

印尼金融服务管理局（OJK）于2025年2月发布《印尼可持续金融分类标准》第2版（TKBI 2.0），在第1版能源行业框架基础上，新增了农业、林业和其他土地利用（AFOLU）部分，棕榈油种植园首次被纳入分类范围，与之配套的技术筛查标准（TSC）亦同步发布。

TKBI 2.0对棕榈油相关活动的分类设有严格的技术筛查标准，并引入日落条款（sunset date），即具有时间有效期，到期后须重新评估。

对棕榈生物质发电而言，在TKBI框架下意味着ISPO认证，NDPE（无毁林、无泥炭、无剥削）承诺，发电环节的排放强度，上游原料来源的可持续性，将影响项目绿色分类评级和绿色或转型标签。

印尼金融服务管理局计划修订第51/2017号规定，将IFRS S1和S2气候相关信息披露标准纳入其中，预计2027年1月生效，届时TKBI将成为气候信息披露框架下绿色标签的重要指标。

2. 国际贷款机构的政策

比TKBI更具即时约束力的，是国际贷款机构对棕榈油的融资政策。据悉主要区域性银行已提出，棕榈油种植园领域的融资仅限于持有RSPO（可持续棕榈油圆桌会议）认证的客户；林业融资须同时满足FSC/PEFC认证和NDPE承诺。若项目所依托的棕榈原料供应商不符合上述标准，国际贷款机构可能拒绝提供项目融资，或在贷款文件中设置触发违约条款。

有银行向棕榈油供应商提供的可持续性贷款因未将无毁林目标或承诺纳入关键绩效指标（KPI）而受到批评，并成为印尼绿色洗白风险上升的典型案例。因此，棕榈油供应商贷款的KPI设计通常会包含可第三方核实的可持续性指标、原料来源相关的社会影响评估、原住民权利保护、生物多样性影响评估等内容。

3. 欧盟法规的影响

棕榈油被认定为生产面积扩张将导致土地利用变化产生大量温室气体排放，消除了其作为燃料减排效益的原料。由此，欧盟可再生能源规范（RED II/III）对棕榈油高间接土地利用变化风险（High ILUC-risk）予以定性。因此，棕榈油作为生物能源原料，在欧盟可能将逐步退出，被排除在可再生能源之外。

4. ISCC认证公信力危机

据来自欧洲监管机构的数据显示，2023年有大量伪造的ISCC认证的棕榈废液进入欧盟。欧盟可持续生物燃料委员会已就ISCC废弃物生物燃料认证提出暂停认可建议。

上述问题，导致在绿色融资文件中使用ISCC认证作为原料可持续性背书，将面临更严格的贷款方审查和额外的独立核查要求，对机构投资者和ESG评级机构产生较大影响。

（三）棕榈生物质PPA的特殊合同条款

MEMR 5/2025明确将燃料价格上涨风险由独立发电商承担，对于生物质、沼气等类型项目，与煤电或气电项目相比，这一价格风险分配安排让棕榈油生物质能源处于相对不利的局面。在PPA特殊合同条款谈判中，企业需事先计算并设置完整的价格或成本传导机制，并充分评估燃料价格波动的冲击。由于不确定性较强，合同条款设置的难度极大。

（四）棕榈油生物质项目的ESG合规条件

对印尼棕榈油生物质项目，我们建议企业将ESG合规要求作为交易条件。具体我们将在今后的文章中向读者呈现。

三、风电能源项目

（一）规划与现实情况

RUPTL 2025–2034为风电规划了7.2吉瓦的装机目标，主要布局于印尼苏拉威西、努沙登加拉群岛及爪哇区域。然而，印尼目前全国已建成风电装机量极为有限，7.2吉瓦意味着增长跨越。这对风电能源项目的配套监管政策与基础设施建设是巨大挑战。

（二）风电项目合规风险

风电IPP项目，将面对能矿部（MEMR）的IUPTLU电力营业执照，AMDAL环境影响评估（含强制性公众参与程序），土地使用权获取合规（外资企业不得直接持有土地），设备采购合规，劳工合规，工会等等。跨越多个地方政府辖区项目，还需考虑地方当局的配合函。印尼宪法法院第39号违宪裁决对涉及专用输电线路的风电项目，禁止私营资本拥有并运营与发电业务捆绑的输电线路等网络设施。

（三）限电补偿

印尼多数优质风资源集中在电网欠发达的偏远区域，与负荷中心相距甚远，限电风险是结构性而非偶发性的。MEMR 5/2025将限电补偿（curtailment compensation）的触发条件收窄为仅PLN电网出现紧急状态时，此前为安全、审慎调度而需要的任何限电均可获补偿的规则被取消。

当风电被限电调度时，依据新规，IPP在非紧急状态下如无法获得发电补偿，这将直接影响项目的回报预测。由此需在PPA条款谈判中在标准条款基础上积极争取改善性安排。或考虑配置储能项目。

（四）TKDN限制

印尼对风电项目引入了15%的TKDN（本地成分要求），与光伏相比比例较低，但风电设备的本地化供应基础薄弱。印尼目前本土风机整机制造能力较弱，核心部件依赖进口。TKDN法规转向商品和服务综合评估的整体方式，理论上允许通过本地服务内容（安装、运维等）满足TKDN，但仍须经独立第三方机构核查，不合规将导致行政制裁。

四、光伏能源项目

（一）规模机遇

RUPTL 2025–2034将光伏列为装机体量最大的单一可再生能源类型，目标至17.1吉瓦。

（二）TKDN的政策摇摆

光伏TKDN要求是印尼可再生能源投资环境变化最频繁的内容。光伏组件本地成分印尼当局一度曾要求高达60%，由于无法形成具有竞争力的组件供应链，2024年7月31日印尼政府通过三份新规大幅降至20%。

受政策的短期摇摆影响，企业必须在项目的采购时间节点仔细核实当期有效的TKDN豁免范围，并在在合同中给予妥善安排。将产能本地化，也是作为获取TKDN豁免和参与采购竞标的解决方案之一。

（三）PPA值得关注的条款

其一，MEMR 5/2025明确赋予IPP与PLN就碳信用、可再生能源证书（REC）及其他环境属性在合同层面进行约定的权利，不再强制要求将所有碳属性归属于PLN。在PPA谈判中预先锁定碳属性归属，是一项具有前瞻性的合同安排。

其二，MEMR 5/2025明文赋予IPP享有再融资权利，须经通知PLN但无需获得PLN同意。对于考虑通过融资优化资本结构、释放股权价值的项目方具有意义。

（四）分布式光伏项目

面向大型工业用户的印尼工商业分布式光伏正在成为更灵活商业回报的能源转型路径。与中国类似，自发自用分布式光伏项目理论上不受PLN买卖电力管制的约束。但直接与工业用户签署电力服务协议，须在印尼法律环境下要精心设计合约条款以确保合规边界清晰。

五、三类能源项目的比较

六、尽职调查建议

天达共和能源组在此提示，印尼可再生能源投资的法律尽职调查，应当以具体能源类型为单元展开差异化分析，而非以通用能源投资框架一以概之。每一类能源路径，都有其特定的法律逻辑、合同结构陷阱和合规义务边界。读懂这一差异，是在印尼能源转型中分享机遇而非承担风险的前提。

系列说明：本文系天达共和能源组印尼系列文章第四篇。如需进一步了解具体交易结构设计或合规分析，欢迎联系天达共和能源组