印度尼西亚关于可再生能源PPA的新法规 MEMR 5/2025

在总统条例112/2022（PR 112/2022 - 摘要见附件）发布两年半后，印度尼西亚政府刚刚发布了能源和矿产资源部长（MEMR）条例第5/2025号（MEMR 5/2025），该条例涉及利用可再生能源的发电厂购电协议（PPA）指南。

在此之前，购电协议（PPA）的指导方针由能源和矿产资源部条例第10/2017号（MEMR 10/2017）规定，该条例适用于所有类型的技术，包括传统发电厂（煤和天然气）。随着MEMR 5/2025的引入，可再生能源PPA将受制于一套不同的、特定的指导方针（正如PR 112/2022已经预示的那样）。

虽然MEMR 5/2025为印度尼西亚可再生能源独立发电商（IPP）项目（PLN是唯一的承购方）的PPA提供了特定的关键原则和要求，但利益相关者（包括开发商、投资者和融资方）将欣慰地得知，新法规总体上似乎将我们在最近成功融资和开发的PLN PPA项目中看到的实践进行了法典化，并对过去需要大量讨论和结构化的问题提供了一些有益的澄清。

一些关键变化包括：

a. 开发方案

过去，BOOT（建设-拥有-运营-移交）默认适用于IPP，而现在该法规明确将建设、拥有和运营（BOO）方案作为可再生能源项目的选项（如果不是主导方案的话）。这与我们近年来在印度尼西亚可再生能源PPA中看到的方法一致。

b. 环境属性和碳经济价值

MEMR 5/2025明确允许IPP和PLN通过合同约定碳排放权和其他环境可交易权利的分配，前提是该分配未由适用法规另行确定。这似乎比最近的PLN PPA实践提供了更多的灵活性，在过去的实践中，PLN的立场是要求所有环境属性根据PPA条款分配给PLN。

c. PPA延期

MEMR 5/2025规定了最长30年的PPA期限，但允许PLN根据项目的经济可行性和技术类型（主要指可再生能源发电资产的运行寿命）确定可能的延期。之前的PLN PPA仅在不可抗力情况下允许延期。因此，新制度为PPA初始期限之外开辟了额外的创收期潜力，而不限于项目是否已收回投资成本的情况。

d. COD前的股权转让

MEMR 5/2025现在明确允许贷款人在COD前转让IPP公司的股权，但前提是转让给具有相当资质的发起人，并须获得PLN的事先同意。根据另一项MEMR条例（48/2017），COD前的股权转让（包括贷款人强制执行的情况）曾受到完全限制，这给项目融资带来了极大的额外复杂性。像往常一样，存在一些模糊不清的领域（如不可抗力和电网风险），我们需要观察MEMR 5/2025的措辞是否仅是简化形式，还是意在反映推荐PPA条款的变化。还有一个更值得注意的潜在问题变化，即MEMR 5/2025现在似乎要求，任何因法律变更导致的电价变动，如果超过PR 112/2022下公布的最新适用基准电价，都需要能源和矿产资源部长的进一步批准。

尽管如此，总体而言，MEMR 5/2025似乎是印度尼西亚政府（GOI）在全球不确定性重现时期致力于能源转型的进一步标志。以下是新法规关键条款和原则的概述，以及其与近期印度尼西亚及更广泛市场实践的比较分析。

MEMR 5/2025要点及对现有制度的变更

虽然MEMR 5/2025总体上与过去几年签署的PLN可再生能源PPA中观察到的近期实践和条款一致，但该法规也对MEMR 10/2017建立的PPA指南进行了若干变更。

1. 新法规的适用范围 - 可再生能源技术及其他

MEMR 10/2017的适用范围涵盖所有发电技术，包括传统（火电）来源¹，而MEMR 5/2025则侧重于以下可再生能源技术²：

水力发电厂

地热发电厂

生物质发电厂

沼气发电厂

生物燃料发电厂

太阳能光伏发电厂

风力发电厂

潮汐能发电厂

其他可再生能源技术（如法规所述）

对于太阳能光伏、风力和潮汐能发电厂，它们可以配备电池设施或其他储能设施，这些设施也属于MEMR 5/2025的适用范围³。除上述可再生能源技术外，该法规也适用于垃圾发电项目⁴。

由于上述技术之间的运行特性及其典型电价结构存在显著差异，MEMR 5/2025力求区分它们，例如针对地热发电厂有特定的规定和原则。然而，MEMR 5/2025的哪些特征旨在适用于何种项目类型，并不总是明确的。例如，基于可用率因子（Availability Factor）的罚款似乎也可能适用于间歇性可再生能源发电（根据MEMR 5/2025第24条第3款），鉴于这些技术下的PPA通常支付基于电量的电价（energy-based tariffs），这是不寻常的。

由于该法规旨在为可再生能源项目PPA制定“指南”，值得注意的是，这些指南可以根据双方（即PLN和IPP）的协议进行补充或修改（约定排除）。然而，毋庸讳言，鉴于IPP采购的竞争性以及PLN作为唯一承购方和受严格监管要求的国企（SOE），双方议价能力并不完全平衡，可能难以改变MEMR 5/2025中有利于承购方的原则。

2. PPA期限和开发方案

MEMR 5/2025规定了自COD起最长30年的PPA期限，并现在明确允许（至少在原则上）在不考虑特定项目初始投资成本（即包括项目是否已完全摊销）的情况下进行PPA延期⁵。每个PPA的初始期限由PLN确定，需考虑项目的经济可行性和发电厂类型⁶。

如果PPA延期，延期期间的电价将基于PR 112/2022下不时发布的最新基准电价计算的最高电价。这与MEMR 10/2017下的制度不同，后者未包含任何允许延期的规定⁷。事实上，大多数PLN可再生能源PPA的期限倾向于自COD起25年（水电和地热项目通常为30年），偶尔在不可抗力事件下有延期权，但通常上限为自COD起30年。

MEMR 5/2025仍然允许因不可抗力事件的发生而可能延长PPA⁸，但它也为PPA初始期限之外开辟了额外的创收期潜力，而不限于项目是否已收回投资成本的情况。与这一方法相一致，开发方案也已从MEMR 10/2017中设想的建设-拥有-运营-移交（BOOT）方案正式修订为BOO方案或双方商定的其他开发和运营方案，同时考虑项目的具体类型/技术。使用BOO模式作为默认的PPA方案与我们近年来在PLN可再生能源PPA中看到的情况一致，并将有助于在初始PPA期限后通过与PLN签订进一步的PPA或当时可能可用的其他市场途径来实现资产的货币化。

3. 风险分配

与MEMR 10/2017采取的方法一致，MEMR 5/2025也规定了IPP和PLN之间项目风险分配的某些原则⁹。

虽然上述内容总体上与MEMR 10/2017和现行实践保持一致，但我们注意到以下几点：

外汇风险： MEMR 5/2025明确将货币可兑换风险分配给IPP，将货币汇率波动风险分配给PLN。这与最近已完成融资的PLN可再生能源PPA采取的方法一致，但也标志着与过去某些印度尼西亚IPP（特别是涉及ECA的）中包含的额外兑换风险支持机制正式分离。为求完整，我们还注意到当前实践中美元计价部分指数化的一个小变化：这些部分将根据付款日前一天（H-1）适用的雅加达银行间即期美元汇率（JISDOR）进行指数化¹⁰，而不是根据付款日当天的JISDOR汇率（当前做法）。

电网风险： 法规中IPP受保护的限电风险范围比最近PLN PPA中的表述更窄，因为它仅涵盖PLN电力系统中的“紧急情况”¹¹，而不是“安全审慎管理电网”可能需要的任何限电。我们还注意到，不可抗力条款似乎免除了PLN在因不可抗力“无法消纳电力”时购买电力的义务（而这通常不是PLN PPA中的情况，与市场惯例一致，PLN应承担电网风险）。希望这些只是原则的简略表述，并不意味着PLN在PPA条款中关于电网风险分配的条款会发生变化。

燃料成本： MEMR 5/2025现在也明确规定燃料成本是由IPP承担的风险（生物质、沼气的原料和地热项目的蒸汽）。由于IPP吸收燃料价格变化的能力有限，我们预计需要在燃料供应安排和相关PPA中进行讨论，以确保尽可能完全地传导燃料成本。

4. 电价结构

MEMR 5/2025总体上规定PLN有购电义务¹²。虽然我们通常预期间歇性可再生能源发电来源（包括太阳能、风能和径流式水电）采用基于电量的电价（energy-based tariff），垃圾发电采用上网电价（feed-in-tariff），但我们更通常预期某些可再生能源技术（如非径流式水电项目）采用基于容量的电价（capacity-based tariff）。希望MEMR 5/2025的效果不是要消除在设置优化可再生能源资产增值的电价结构时的这种灵活性。提及PLN的购电义务与“可用率因子”（Availability Factor）挂钩表明，基于容量的电价应该仍然是可行的。

5. 购电义务和性能要求

MEMR 5/2025通过引用“合同电量”（Contracted Energy, CE）和“可用率因子”（Availability Factor, AF）的概念来规定PLN的购电义务和IPP需要达到的性能水平。CE定义为在PPA约定的期间内必须发电的电量¹³。AF定义为在PPA约定的期间内，基于测试确定的电厂净千瓦容量，PLN实际或视为取用的总发电量（千瓦时，kWh）与最大可能发电量（kWh）的比值¹⁴。

我们理解CE和AF是替代选项，取决于发电厂类型。我们通常看到AF概念应用于基于容量的PPA，如非径流式水电项目，并假设这是MEMR 5/2025的意图。

(a) 购电义务

关于MEMR 5/2025下PLN的承购义务，PLN仅需基于CE或AF购电。视为调度（Deemed Dispatch）补偿也以CE或AF为上限（这与当前PLN PPA实践基本一致）。超过CE或AF（但不超过电厂的额定容量），如果PLN考虑相关电力系统的需求，选择购买超出约定CE和AF的电量，则仅需支付不超过PPA下电价80%的价格¹⁵。为优化运行电厂的利用，PLN也可选择购买超过电厂额定容量的电力，前提是该电价为最低可用价格且电网有需求（我们理解这将优先考虑成本最低的发电厂），其金额不超过CE或AF（视情况而定）的30%。

虽然上述机制将限制项目在调度超出预期水平情况下发起人可能产生的“上行收益”，但我们假设项目的基本财务模型假设是接收不超过CE或AF（视情况而定）的电费支付，因此这不会对项目的可融资性产生不利影响。事实上，当前的间歇性可再生能源PPA已经包含年度评估的最大合同电量概念，超过该量PLN无义务购电，因此上述机制似乎与当前实践一致（假设按相同条款执行）。我们注意到——虽然现有的PLN可再生能源PPA通常不受MEMR 5/2025条款的约束（即“祖父条款”），但MEMR 5/2025设想可将基于上述条款购买超额电量的规定纳入现有PPA中，因此现有可再生能源PPA的持有者可能会收到PLN关于此方面的请求¹⁶。

(b) 性能要求和罚款

根据MEMR 5/2025，IPP可能需承担基于AF、CE、性能比率（Performance Ratio）和/或PPA中概述的其他技术标准的性能违约赔偿金（Liquidated Damages）¹⁷。我们预期，正如过去几年PLN PPA的实践一样，每个IPP的性能评估将因其技术而异。特别是，尽管法规的措辞有时仅提及基于CE或AF的罚款（而不是基于性能比率的罚款），但我们假设其意图是遵循当前实践，例如，对于太阳能和风能项目，性能评估将基于在各种实际辐照度或风速下预期性能比率下本应产生的电量。我们还假设罚款上限将继续适用，这符合PLN的一贯做法。MEMR 5/2025下与先前实践的一个不同之处在于，径流式水电、太阳能、风能和潮汐能发电厂的罚款是通过将PPA中规定的电量短缺在一年期内累计计算¹⁸。在最近大多数太阳能和风能PLN PPA中，性能是按月评估的。改用年度评估——假设评估的基础保持不变且上限仍然适用——可能对项目有利，使其能够平滑生产率较低的月份，这在PLN的径流式水电PPA中更为常见。

6. 因法律变更调整电价

虽然MEMR 5/2025未明确处理政府风险分配和法律变更问题（MEMR 10/2017修订版也是如此），但第28条第2款似乎允许因税收、环境义务、非税收国家收入以及“PPA中双方约定的其他条款和条件”（可能包括一般性的法律变更）而调整电价。然而，根据对第28条第3款的理解，现在这包括对修订后电价的上限（即项目根据其技术、容量和地点适用的相关上限电价），因此，如果调整后的电价超过上限价格，则需要能源和矿产资源部长的进一步批准。如果确实如此，这将削弱PPA中电价调整机制的实用性，因为任何与PLN就法律变更调整电价达成的协议，在实践中可能都需要获得政府的进一步批准才能实施。

7. 不可抗力事件

关于不可抗力免责，MEMR 5/2025将不可抗力定义为受影响方无法控制的情况，包括¹⁹：

a. 战争（无论宣战与否）或内战；

b. 自然灾害，如火山爆发、火灾、洪水、地震、流行病、瘟疫、山体滑坡或其他不可控事件；以及

c. 在发电厂场地或特殊设施发现危险物品或历史文物。我们理解，虽然此清单被视为详尽无遗，但MEMR可根据受影响方的请求评估，确认与电厂项目技术实施相关的其他不可抗力事件²⁰。希望这意味着PLN PPA中典型的不可抗力定义将继续适用。

8. COD前的股权转让

近年来让投资者头疼的一个主要问题是MEMR 48/2017中对COD前股权转让的限制，该规定仅允许将IPP中的股权直接转让给转让方持股超过90%的子公司，并未为贷款人执行股权担保（share security）设置例外。MEMR 5/2025现在特别考虑了COD前将股权转让给贷款人的可能性，但需事先获得PLN的批准，“条件是向贷款人转让的实施不会降低发起人的资质”²¹。

虽然MEMR 5/2025的措辞有些令人困惑（因为它提到了股权转让和贷款人介入权，这是两个不同的概念），但我们理解其意图是规定，根据融资文件由贷款人进行的转让是允许的，条件是受让方具有与当前发起人相当的能力。这是一个有益的发展。由于MEMR 5/2025是MEMR 48/2017之后颁布的、针对可再生能源项目的更具体法律文件，我们理解其在可再生能源项目上将优先于MEMR 48/2017的规定适用，这将有助于未来这些项目的股权担保结构安排（尽管与执行印度尼西亚股权担保流程相关的其他问题仍然存在）。

9. 环境属性或碳经济价值的权利

MEMR 5/2025引入了关于备受争议的环境属性或碳减排经济价值分配的条款，在过去几年中，PLN试图通过其PPA格式条款来主张这些价值，而在此之前的时期这是不受监管的，且事实上的价值归属于IPP（这使得IPP可以优化项目收入，并可能因此提供更具竞争力的电价）。MEMR 5/2025概述了可再生能源发电厂对环境属性或碳经济价值的权利，这些权利至少包括²²：

a. 碳信用额；

b. 可再生能源证书；

c. 绿色标签；

d. 其他可交易权利；以及

e. 可获得的或预期可从温室气体减排中获得的收益。有益的是，该法规并未就这个棘手问题设定固定立场，而是留给监管机构，或在没有监管要求的情况下，由PPA来确定这些属性应在PPA双方（PLN和IPP）之间如何分配²³。

10. 共址可再生能源与储能项目

鉴于印度尼西亚共址间歇性可再生能源和储能项目日益增多，MEMR 5/2025包含了具体规定以阐明这些项目的处理方式。具体而言，它规定，如果可再生能源发电厂包含电池或其他储能系统，则电力交易基于在交易点记录的总能量，该总能量包括来自发电厂的能量和储存的能量，这些储能系统被视为发电厂的组成部分²⁴。这是一个有益的发展，与我们看到的印度尼西亚其他共址太阳能和电池储能系统（BESS）项目的情况一致。

该法规还规定了更换达到寿命终点的储能系统的需求，要求IPP用性能达到或超过先前设施的新设施进行更换。更换这些储能系统的费用要求由IPP承担²⁵。这与普遍市场实践（包括在印度尼西亚）一致，但需要在初始财务模型中考虑，以确保有足够的现金流进行更换。

11. 其他关键特性

a. 性能担保： MEMR 5/2025规定性能担保（Performance Security）的上限为项目总成本的10%²⁶。虽然这反映了当前实践，并且性能担保的价值表述为最高限额（无最低限额），但希望这表明对于大型项目，在提供性能担保金额方面可能有更大的灵活性（因为10%可能非常高，并且高于我们在其他司法管辖区所见）。

b. 违约赔偿金： 根据MEMR 5/2025，延迟达到COD的违约赔偿金（Liquidated Damages）计算基于项目成本的一定百分比（该百分比将根据项目确定）²⁷，而不是像PLN可再生能源PPA通常的做法那样基于当地基本供电成本（Local BPP）。由于使用Local BPP计算延迟违约赔偿金导致赔偿金率高于其他地区司法管辖区（增加了整体项目成本和电价），这种额外的灵活性应该是一个值得欢迎的变化。

c. 再融资： 该法规要求PPA处理再融资（Refinancing）问题，并允许再融资以“优化电力供应活动的实施”²⁸。这表明PLN将寻求最大化再融资带来的收益（但希望不是以排除发起人收益为代价），不过这一点需要在PPA条款中进行协商。

d. 使用本地成分： 该法规有限地提及了本地成分（local content），指出可再生能源项目应根据适用的关于公共电力基础设施项目本地成分的法规进行（请参阅我们之前的文章²⁹，了解最近发布的关于公共电力基础设施项目本地成分法规的概述）。

过渡条款

MEMR 5/2025下关于PPA内容要求的指南将不适用于在2025年3月4日（其生效日期）之前已签署或已提交投标的PPA，但请注意我们上文关于COD前执行股权担保（share security enforcement）的评论。然而，新法规将适用于任何此类PPA的任何延期。

结论

通过将在PLN可融资PPA中实施的大部分实践法典化，形成一部针对可再生能源的专项法规，并承认可再生能源项目（包括其内部）的不同特性，MEMR旨在为其适用的法律制度提供更大的清晰度，包括在PR 112/2022实施之后。PPA适用原则（包括实践和基于先前MEMR 10/2017指南的）的有限变更，涉及PPA的期限和延期、环境属性的处理以及COD前的股权转让，对于开发商、投资者和融资方来说都应是利好消息。虽然我们在此文中指出的要点存在一些模糊性需要在未来的可再生能源PPA中澄清，并且并非所有变化看起来都是积极的，但总体而言，MEMR 5/2025似乎是印度尼西亚政府在全球围绕转型步伐和不可逆转性的不确定性重现时期，对其能源转型承诺的进一步标志。这一信息在MEMR于2025年3月11日组织的新法规社会化会议上得到进一步强调，印度尼西亚政府和PLN的高级代表重申了他们在未来几年加速发展可再生能源发电容量的目标，并再次暗示这将在即将发布的（期待已久的）新PLN RUPTL（电力供应总体规划）中得到明确确认。