印尼煤化工
本期带大家分析一下东南亚煤炭大国印尼的煤化工潜力
一、全球煤炭产量情况
2024年，印尼煤炭的产量位列全球第三，这主要也是基于欧洲天然气危机及中国近年对煤炭的需求上扬有关。
印尼煤炭资源中，绝大多数是低热值的，中等热值和高热值的占少数。
1. 中国
中国一直引领全球煤炭生产，对全球煤炭产量的贡献约为 50%。中国煤炭工业的快速扩张始于 1980 年代，受到中国工业繁荣的推动。政府的政策和对采矿基础设施的投资使中国在煤炭行业占据主导地位。中国以生产主要用于发电的烟煤而闻名。该行业选择地下和露天采矿，强调机械化以提高效率。
中国生产的煤炭以其高能源产量而闻名，使其成为该国能源战略的重要组成部分。政府法规旨在加强工人安全措施并减少死亡人数。为了管理平稳的供应过程，采用了发电厂附近堆货和专用煤炭储存设施的组合。先进的机械，如长壁开采设备和自动运输系统，广泛用于生产各种煤炭，从褐煤到优质无烟煤。中国采用了清洁煤炭技术，包括煤炭气化和碳捕获以减少排放。
中国拥有估计超过 1500 亿公吨的巨大储量，是最大的煤炭产能，到 2023 年达到 45 亿公吨。该行业主要集中在国内消费，但它增加了进口以满足发电用动力煤等备受追捧的产品。中国神华能源和中煤能源公司是生产大部分煤炭供国内消费的顶级公司，也是日本和韩国等进口国。
2. 印度
印度是第二大煤炭生产国，每年产量增长约 6%，到 2023 年还成功生产了 8.5 亿公吨煤炭。印度煤炭工业在 19 世纪后期扩张，并在独立后显着增长。印度煤炭有限公司 （CIL） 和 Singareni Collieries Company 等政府企业主导着市场，由于其巨大的煤炭储量，该行业每年的产能估计为 1000 亿公吨。
印度煤炭的特点是硫含量较低，这使得它对环境更有利。沥青和褐煤是该行业生产的类型，主要用于火力发电。主要使用露天采矿，占生产炼焦煤储量有限的低质量动力煤的产量的 90% 以上。工作条件不利，安全标准差，工人设施不足，但正在努力改善这些条件。
该行业正在引入连续采矿设备和露天采矿机以提高生产力，矿山和发电厂附近的大型堆场被用作煤炭储存库。印度的煤炭为该国广泛的铁路和电力网络提供动力而闻名。该行业产品的主要消费是国内产品，但也主要出口到不丹和尼泊尔等南亚国家。
3. 印度尼西亚
印度尼西亚已成为全球煤炭市场的主要参与者，自 1990 年代以来产量迅速增加。该行业的发展始于 20 世纪初印度尼西亚的煤矿开采，1990 年代外国投资显着增长。该行业主要生产适合发电的低硫、低灰分次烟煤。印度尼西亚的煤炭以其低硫含量而闻名，使其更加环保
首先，利用露天采矿，因为它受到印度尼西亚地理景观的便利。斗轮挖掘机和大型自卸车等现代设备以及传送带和破碎系统用于升级程序，以提高装载效率。该行业生产的煤炭是优质动力煤，热值较高，更适合国际市场。
煤炭储存在矿区和港口，然后出口到中国、印度、日本和韩国等主要进口国。印度尼西亚的煤炭储量估计为 370 亿公吨，去年其煤炭产量达到约 6.5 亿公吨。Adaro Energy、Bumi Resources 和 PT Kaltim Prima Coal 是以生产印度尼西亚大部分煤炭而闻名的主要公司，这些煤炭以其低排放和高能效而受到重视。
4. 美国
煤矿开采始于 18 世纪的美国，并在工业革命期间迅速发展，并以用于冶金的优质无烟煤而闻名。该行业自 19 世纪以来就以领先的煤炭生产国而闻名，尽管由于市场和政策变化而面临生产水平的一些波动，但仍然如此。尽管实施了严格的安全法规，但员工仍面临黑肺病等健康问题的挑战。煤炭储存在筒仓、库存和专用设施中，以便于出口。
采用地下和露天采矿等关键技术，并采用先进的采矿技术和复垦实践来改进生产过程。长壁开采设备和边坡开采机通常用于提高技术效率，并生产烟煤、次烟煤和无烟煤等产品，用于发电和钢铁生产。
美国的煤炭储量估计超过 2500 亿公吨，既是进口国又是出口国，主要从事冶金煤出口。该行业的主要进口国包括印度、日本和欧洲国家，而 Peabody Energy、Arch Resources 和 Cloud Peak Energy 是提供该煤炭的主要公司。2023 年，美国的煤炭产量达到约 6 亿公吨。
5. 澳大利亚
澳大利亚专注于生产优质煤炭，保持了作为最大煤炭出口国的领先地位，到 2023 年将生产 5 亿公吨。该行业始于 19 世纪初，后来由于 20 世纪后期出口需求的增加而迅速发展。澳大利亚的煤炭储量估计超过 1500 亿公吨，2023 年已成功生产约 5 亿公吨。
露天采矿具有先进的机械化水平，主要用于生产烟煤和高品位炼焦煤，这对钢铁生产至关重要。自动化和高容量运输系统（如自动运输卡车）与拉铲和电动铲一起使用，以扩大生产。工作条件通常良好，有严格的安全规定，储存程序包括在港口和矿山储存。
优质炼焦煤是澳大利亚煤炭行业的特色，在炼钢方面备受追捧，使该国成为世界领先的出口国之一，在亚洲拥有重要的市场。BHP、Glencore 和 Rio Tinto 是生产高品位炼焦煤和低灰分动力煤的顶级公司。
6. 俄罗斯
由于其巨大的煤炭储量，估计超过 1500 亿公吨，俄罗斯一直是最大的煤炭生产国之一。18 世纪，煤矿开采始于俄罗斯，并在苏联时代取得了重大发展。煤炭行业主要以出口为主，在亚洲和欧洲拥有重要市场，2023 年已成功生产 4 亿公吨。
俄罗斯煤炭工业使用地下和露天采矿等生产方法，使其能够生产以高碳含量和低杂质而闻名的无烟煤。这些方法得到了设备现代化和数字技术的采用的帮助。此外，长壁开采系统和斗轮挖掘机用于生产各种类型的煤炭，包括高质量的次烟煤和烟煤。
SUEK、Mechel 和 Raspadskaya 等公司在生产用于发电和冶金的各种优质煤炭方面发挥着重要作用。尽管采取了所有预防措施，但工人仍面临安全问题和恶劣工作环境等障碍，政府正在努力减少这些障碍。俄罗斯的煤炭因其高能量含量和低杂质而受到重视，并储存在大型露天库存和有盖储存设施中。
7. 南非
南非是非洲最大的煤炭生产国，拥有巨大的煤炭储量，估计为 300 亿公吨。煤炭开采始于 19 世纪末的非洲，由于出口需求的不断增加，煤炭开采显着增长。南非煤炭以其低灰分和高热值而闻名，这使得它在国际市场上的需求更大。它是一个主要出口国，主要市场在亚洲和欧洲，而主要进口国是印度和中国，2023 年的产量也达到了 2.5 亿公吨。
露天和地下采矿通常用于生产烟煤，用于电力和工业流程。该行业采用现代采矿技术和技术来生产更清洁的煤炭，以减少对环境的有害影响。除了这些技术外，生产还使用了连续采矿机、穿梭车和拉铲等现代设备，并将煤炭储存在采矿现场和港口。
Anglo American、Exxaro Resources 和 Sasol 等顶级公司负责生产可出口和受欢迎的产品，例如发电厂用动力煤。该行业面临的挑战包括监管变化、基础设施限制和环境问题，包括与工人安全和健康标准相关的问题。
8. 哈萨克斯坦
哈萨克斯坦拥有大量煤炭储量，估计约为 330 亿公吨，并且产能不断增长。煤炭工业的发展发生在苏联时期，独立后取得了显着增长，几十年后到 2023 年达到近 1.15 亿公吨。
低质量的褐煤和烟煤是通过露天和地下采矿等方法获得的，并储存在矿区和发电厂。通过采用现代采矿技术、使用拉铲、挖掘机和输送系统等设备以及提高效率，生产流程得到了改进。
该行业专注于国内消费和向邻国出口，而其主要进口国是俄罗斯、乌克兰和中国。Bogatyr Komir 和 Shubarkol Komir 是负责主要煤炭生产的主要公司，而哈萨克斯坦的重要生产区包括 Karaganda 和 Ekibastuz 盆地。哈萨克斯坦煤炭以其高硫含量而闻名，对环境有害，挑战随之而来。另一个问题是工人的安全性和恶劣的工作条件。
9. 哥伦比亚
煤炭工业的发展发生在 1980 年代，有跨国公司的投资，从 1990 年代开始，由于其显着增长，哥伦比亚已成为南美洲最大的煤炭生产国。哥伦比亚的煤炭储量估计约为 50 亿公吨，2023 年的产量成功达到约 8500 万公吨。
露天采矿等生产方法最适合哥伦比亚的地理环境，以及挖掘机、运输卡车和输送系统来辅助该过程。采用先进的采矿技术生产低杂质的优质动力煤，同时保持环境管理实践的完整性。哥伦比亚以生产低硫和低灰分的煤炭而闻名，因此对环境友好。
La Guajira 和 Cesar 省被称为该行业的主要产区，生产杂质低的优质动力煤，煤炭储存在矿区和港口以供出口。Cerrejón 和 Drummond Ltd 等公司以生产用于发电和钢铁生产的烟煤而闻名。哥伦比亚是领先的出口国，主要市场在欧洲和亚洲，而荷兰、土耳其和美国是煤炭的主要进口国。
10. 蒙古
蒙古拥有 200 亿公吨的大量煤炭储量，是 10th世界上最大的煤炭生产商，近年来产量快速增长，到 2023 年成功生产了约 7000 万吨。早期，煤炭工业在 20 世纪开始发展，在外国投资的推动下取得了显着增长。
露天和地下采矿用于生产储存在矿区并运输到出口地点的煤炭。拉铲、装载机和先进的输送系统等设备用于改进生产过程，并进一步投资于现代采矿设备和技术。
蒙古以生产优质焦煤而闻名，该焦煤因其高碳含量而备受推崇，适合炼钢。该行业以出口为主，以中国为主要市场，而额尔德内斯、塔万陶勒盖和蒙古矿业公司是负责煤炭生产的主要公司。
二、印度尼西亚煤炭分布情况
印度尼西亚的煤炭主要分布在苏门答腊岛和加里曼丹岛
印度尼西亚独特的地理位置造就其丰厚的煤炭资源。分区域看，印尼煤炭几乎都是露天开采，91%自东加里曼丹和南加里曼丹，9%则来自南苏门答腊岛南部。煤层埋藏较浅，主要生产褐煤和烟煤，烟煤及无烟煤约231亿吨（66%），褐煤约117亿吨（34%）。从品质看，印尼煤具有低灰、低硫的特征。
印尼煤炭资源量及储量（单位：百万吨）
1.苏门答腊岛
南苏门答腊盆地煤田：位于苏门答腊岛南部，以褐煤和低品质烟煤为主，也有部分地区的煤由于构造和火山活动影响，级别明显增高。
中苏门答腊盆地煤田：处于苏门答腊岛中部，煤炭资源也较为可观，所产煤炭主要为动力煤。
2.加里曼丹岛
库台盆地煤田：印尼最主要的煤炭产区之一。这里的煤层厚、储量大，开采条件优越，多为露天开采，产出的煤炭以动力煤为主，具有低灰、低硫、发热量较高等优点。
巴里托盆地煤田：煤炭资源丰富，煤质以中低等级为主。
巴西亚盆地煤田：该煤田的煤炭资源也得到了一定程度的开发。
塔拉坎煤田：位于加里曼丹岛北部，煤炭储量相对较小。
三、印度尼西亚的主要煤炭企业
印尼煤炭行业竞争结构与中国相近，由少数几家大型煤炭企业垄断。主要有MIND ID，PT Bumi Resources，PT Indika Energy,Sinar Mas Mining Group，PT Bayan Resources，PT Adaro Energy等。
MIND ID(Mining Industry Indonesia)：是印尼国有矿业控股公司，其资源业务涵盖煤，镍（镍铁），黄金，铜，铝（铝土矿），锡等；
PT Bayan Resources：为印尼国有煤炭生产公司，从事位于印度尼西亚东加里曼丹和南加里曼丹的四个主要项目的露天采矿，巴彦煤业生产的煤炭范围从高热值烟煤到次烟煤低硫低灰煤；
阿达罗能源（Adaro Energy）：为印尼第二大动力煤生产商，主要煤矿位于印尼南加里曼丹省，主产高位收到基 4000-5000 大卡煤炭，公司自 1992 年成立以来，煤炭产量快速增长；
布米资源（Bumi Resources）：是印尼最大的煤炭生产商，拥有印尼大型煤炭生产商Kaltim Prima Coal和Arutmin大部分股权，主要生产发热量在4200-7100大卡动力煤。
PT Bumi Resources TBK（Bumi）：是印尼最大的煤炭生产商，2023 年生产了约 8000 万吨煤炭，在东加里曼丹、南加里曼丹以及南苏门答腊运营，由巴克里家族控制。
Sinar Mas Mining Group：2020 年煤炭产量为 6000 万吨，由 Widjaja 家族控制，在南苏门答腊和加里曼丹开展业务。
PT Adaro Energy TBK（Adaro）：2023 年的生产能力为6588万吨煤炭，由 Thohir 和 Soeryadjaya 家族共同控制。
PT Indika Energy TBK（Indy）：在南苏门答腊和中加里曼丹有广泛的煤炭开采活动，2020 年产量为 5330 万吨。
PT Bayan Resources TBK（Byan）：是高质量炼焦煤的主要生产商，在东加里曼丹运营，2020 年生产了 3890 万吨煤炭，由 Low Tuck Kwong 控制。
PT Bukit Asam TBK（PTBA）：印尼最大的国有煤炭开采公司，2020 年产量为 2630 万吨。
PT Black Gold Group：是一家私人煤炭公司，专注于东加里曼丹的煤炭开采业务，专门从事低灰、高热量煤炭。
PT Golden Energy Minerals TBK（Gems）：是大型煤炭开采公司，在南加里曼丹运营，2020 年产量为 2780 万吨。
PT Kideco Jaya Agung：是 Indika Energy 的子公司，在东加里曼丹开采用于国内发电的动力煤，2020 年产量为 2290 万吨。
PT Multi Harapan Utama：是一家私人煤炭公司，专注于南加里曼丹的煤炭开采业务。
印度尼西亚2022年的产量接近7亿吨, 2023 年达到7.7518 亿吨，2024 年则为8.3048 亿吨，呈现出明显的逐年升高趋势。
印度尼西亚不同矿山的成本略有差异，加里曼丹岛的矿山生产成本相对较低，苏门答腊岛的矿山生产成本相对较高。以Bukit Asam Tbk PT 矿山为例，2022年吨煤（中低卡动力煤）生产完全成本折算成人民币约425元/吨，以此生产成本当作印尼中卡煤FOB价格，加上7美金/吨左右的运输成本，考虑到进口增值税和32元/吨左右（广州港-秦皇岛港）运输价格，其出口到北港价格最左侧约为570元/吨，截至8月21日，北港动力煤（4600K）价格约615元/吨，基本已接近成本线。
印度尼西亚能源和矿产部门，负责监管煤炭行业，并制定国内的动力煤指导价格。2009年，印尼政府通过第四号《矿产和煤炭开采法》，以推动国内采矿业发展，刺激外资投资。此法律让煤炭行业投标、许可证颁发更加标准化、透明化，同时促进小型矿山许可证审批下发至地方，让企业更容易进入小型矿山，将矿山开采和出口一脉打通；2010年，印度尼西亚政府规定生产商的国内义务（DMO），并设定每年煤炭供应国内的额度，以应对印尼国内消费日益增长的消费需求；2012年，印尼政府宣布所有国外投资者要将投产10年以上的矿产转卖给国内的投资者，以帮助政府从矿产中获取更多的财政收入，起初，印度尼西亚政府还考虑提高矿产许可证的费用，初步提高33%左右，但在2015年多数小型煤矿因现金流不足，减产或者关闭煤矿，政府将该政策推迟；2014年，为了增加透明度、减少非法煤矿的收益，印尼政府提议限制14个港口的出口。通过许可证、税务等手段，控制煤炭出口量。2021年，印尼出台新的一项关于印度尼西亚矿业的新法规，即2021年第96号政府法规，关于矿产和煤炭矿业活动的实施(”GR 96/2021”)，该法规将取代2010年第23号政府法规(“GR 23/2010”)。
GR 96/2021的第147条规定内容
A. 对于不与处理和/或精炼设施或利用活动的开采矿业方法整合的露天开采矿业，中央政府、地方政府、国有企业、地方政府所有企业和/或国内私营企业的股权归属，股权剥离过程将仅在第十年开始，以5％的股权出售报价开始。然后逐步增加如下：
第11年：10％
第12年：15％
第13年：20％
第14年：30％
第15年：51％
B. 对于使用与处理和精炼设施或利用活动整合的露天开采矿业方法进行采矿活动的股权归属，中央政府、地方政府、国有企业、地方政府所有企业和/或国内私营企业的股权剥离义务将在第十五年开始，以5％的股权剥离报价开始。然后逐步增加如下：
第16年：10％
第17年：15％
第18年：20％
第19年：30％
第20年：51％
C. 对于不整合的地下采矿方法进行的采矿活动的股权剥离实施，只能在第十六年开始，以10％的股权剥离报价开始，然后如下：
第17年：15％
第18年：20％
第19年：30％
第20年：51％
D. 对于与处理和/或精炼设施整合的地下采矿活动，股权报价要求更为宽松。股权剥离从第二十年开始，以5％开始，然后逐步增加如下：
第21年：10％
第22年：15％
第23年：20％
第24年：30％
第25年：51％
51％股权剥离不需要在年初立即实施，而是采用逐年递增直到达到最大的51％股权剥离金额的阶段性方案。
四、印尼煤化工现状
印尼的基础石化产品产能需扩大
据估计，到 2030 年，印尼国内最基本的煤制制石化产品，包括乙烯、聚乙烯和甲醇 需求将在目前的基础上翻一番，达到 600 万吨以上。目前，印尼企业已经开始评估在印尼建造另一个世界级蒸汽裂解装置用于生产烯烃、聚合物等基础石化产品的可行性。其中有一家甚至在考虑关闭位于台湾高雄的一个轻油裂解厂，将其搬回印尼的可行性。未来5-10 年，印尼可能会建成至少一个世界级的裂解装置。
印尼煤化工的成本竞争力
印尼的煤化工工艺具有潜在的成本优势。在印尼生产的煤制高密度聚乙烯交付到一个中国主要港口的成本与亚洲主要轻油裂解厂相比，有 1 0 -5 0 美元/吨的优势。
煤气化技术不是问题，目前中国主要采用固定床、流化床、气流床三种煤气化工艺路线。
固定床技术最早采用，目前也是国内最常用的甲醇和氨气生产工艺。中国固定床煤气化工艺使用的大部分设备现在都已经实现国产。西方国家的固定床煤气化技术提供商， 如BritishGasLurgi和LurgiDryAsh等的技术也有使用。尽管其具有明显的不足，但是由于技术很容易获得、资本开支较少、运营和维护较简单，未来这一技术可能仍会在小型项目或现有设施的扩产项目中使用。
流化床工艺将细煤粉持续投入气化炉。煤粉、半焦炭和煤形成床，并通过气化剂的向上流动保持流动状态。这一工艺的主要优点是可以处理各种进料，包括各种低等级煤， 而且反应性较好。该工艺可直接处理颗粒较小的原煤粉末，从而可以大大降低原煤预处理成本。气流床煤化气工艺利用氧气将干煤粉、液态煤粉或煤浆在并向气流中进行气化。这种汽化炉的工作温度和煤粒分离效率很高，因而能够处理大多数品种的煤。 目前，气流床技术是公认的最先进的技术，主要原因是其生产效率高，环保效益好。近年来，中国、越南、印度和韩国企业开发了多种不同的工艺，用于化工产品生产和发电。目前这些工艺均已经实现产业化。
中国的一家合资企业，自2006年以来一直为化肥厂供应合成气体和蒸汽。该公司每天处理2,000吨各类商业煤粉，生产尿素/化肥和己内酰胺（尼龙）用合成气体。据报道，近年来其气化炉的稳定性已有所提高。
底部淬火气化炉装置也将于今年底在内蒙古建成投产，用于处理中国褐煤。其他主要的褐煤处理项目包括Lurgi在美国北达科他州的褐煤制合成气项目、KBR在美国肯珀县的整体煤气化联合循环（IGCC）项目等，后者将褐煤用于流化/输送气化炉。
印尼煤炭多位于浅层矿中，有些地方只有几米深（相比之下，中国的煤层多位于地下几百米至一千多米处）。因为这样，煤田面积需要大得多才会有经济上的可行性。因此， 印尼煤的含水量达到30-60%，高于中国煤的20-30%水平，不只影响了其热值，而且也需要进行额外的预处理，对整个加工过程的经济性不利。印尼煤化工（及液体燃料）加工的 “理想热值”为4,000-5,000大卡/千克GAR。这些品种的煤炭多存在于加里曼丹（婆罗洲）东部/南部以及苏门答腊南部的大矿中。
在一定程度上，印尼可以复制中国煤化工行业的成功。印尼基础石化产品的终端需求不断增长，目前供应不足部分只能通过进口来弥补。近期和中期内，预期煤炭供应过剩仍然无法解决，价格仍将不断走低，因而发展煤化工不失为一个潜在的选择。尽管印尼煤的含水量远远高于中国煤，其煤化工产品与亚洲主要轻油裂解厂相 比，仍可有20-70美元/吨的成本优势。对于4,000-5,000大卡/千克GAR“理想热值”的印尼煤而言，技术已不是问题，不过，印尼的这个相对尚未开发的行业可能会面临一系列的挑战，如大面积的土地征用、运输基础设施/道路情况等，这些都需要首先克服。
2024年中旬，印度尼西亚政府向中国提出了一项煤炭行业转型合作计划，旨在通过深入开发煤炭下游产品，包括提高煤炭质量、制造煤炭块、生产焦炭以及推进煤炭液化技术，以推动国家能源结构的脱碳化进程，并显著减少温室气体排放。这一举措不仅是印尼应对全球气候变化挑战的重要步骤，也是其能源政策调整的关键一环。
印尼能源和矿产资源部代行主任Bambang Suswantono在雅加达举行的新闻发布会上强调，该计划是印尼政府减少国家建设中温室气体排放承诺的具体体现。他表示：“我们认识到煤炭作为传统能源在印尼经济中的重要地位，但同时也意识到其高碳排放的弊端。因此，我们决定采取积极措施，逐步减少煤炭的直接使用，转而开发其下游产品，特别是将其转化为气体形式，以满足液化石油气（LPG）及其他化工产业的需求。”
为了实现这一目标，印尼政府不仅明确了煤炭下游产品的六大开发方向，还出台了一系列财政激励政策和法律法规支持。这些政策包括税收减免、延长煤矿开采工作协议（PKP2B）至更为长期的专用矿业许可证（IUPK），以鼓励企业加大对煤炭深加工技术的投资与研发。
印尼政府还特别强调了煤炭气化技术的潜力，认为这是实现煤炭清洁高效利用的关键。地下气化技术作为其中的前沿领域，被寄予厚望，有望在未来成为印尼能源结构转型的重要推手。
从政策法律层面来看，印尼政府正逐步完善相关法律法规体系，为煤炭下游产品开发提供坚实的法律保障。这包括修订《矿产资源法》、《能源法》等相关法律，明确煤炭深加工项目的审批流程、环境标准、技术标准等，以确保项目的顺利实施和可持续发展。
此外，印尼政府还积极与国际社会合作，特别是加强与中国的合作，共同探索煤炭深加工技术的创新与应用。两国在煤炭领域的合作历史悠久，未来在煤炭下游产品开发方面有望进一步深化合作，共同推动全球能源结构的绿色转型。煤化工行业在中国已经相当成熟，煤化工领域，传统的煤气化工艺路线在中国存在已久。电石/乙炔制聚醋酸以及焦化/煤 焦油制苯已经非常普及。不过，近年来，中国新的煤气制甲醇（然后再制烯烃）技术开创了新的石化产品生产工艺路线，吸引了大量的投资。
近年来印尼为推动煤炭转型，采取了一系列激励政策，旨在减少煤炭的直接使用，发展可再生能源，并推动煤炭下游产品的开发。
1、财政激励政策
税收减免：政府为鼓励企业投资煤炭深加工和可再生能源项目，提供了税收减免政策。这有助于降低企业的运营成本，提高其投资煤炭转型的积极性。
资金补贴：印尼政府通过国际融资机制筹集资金，为能源转型项目提供资金支持。例如，政府计划在未来3至5年内通过国际融资筹集约200亿美元资金，助力实现能源转型目标。
2、法规与政策引导
禁止新建燃煤电厂：印尼政府已颁布新条例，宣布不再新建燃煤电厂，并要求国家电力公司加速关停持有的燃煤电厂。这一举措有助于减少煤炭在能源结构中的比重，推动能源结构的优化。
提高可再生能源发电占比：印尼政府提出了到2030年将可再生能源发电占比提高到44%的目标，并为此制定了详细的实施计划和路线图。这一政策引导将促使企业加大对可再生能源的投资力度。
3、推动煤炭下游产品开发
支持煤炭深加工技术：政府鼓励企业开展煤炭深加工技术的研发和应用，如提高煤炭质量、制造煤炭块、生产焦炭和煤炭液化等。这些下游产品的开发有助于实现煤炭的高效利用和清洁化利用。
延长煤矿开采工作协议：政府将煤矿开采工作协议（PKP2B）延期至专用矿业许可证（IUPK），以支持企业长期投资煤炭深加工项目。这有助于稳定企业的投资预期，提高其投资信心。
4、鼓励可再生能源发展
可再生能源发展目标：印尼政府制定了可再生能源发展目标，包括在太阳能、风能、地热能等领域的大力发展。政府通过政策引导和市场机制，推动可再生能源项目的建设和运营。
绿色金融工具：政府推广绿色金融工具，如绿色债券、绿色贷款等，为可再生能源项目提供低成本融资支持。这有助于降低项目的融资成本，提高其经济可行性。
5、国际合作与技术支持
国际合作机制：印尼积极参与国际合作，通过如公正能源转型伙伴关系（JETP）等机制，寻求国际资金和技术支持，以加速国内低碳能源项目的发展。
技术引进与自主创新：政府鼓励企业引进国际先进技术，并结合国内实际情况进行自主创新。这有助于提升印尼在煤炭转型和可再生能源领域的技术水平。
虽然煤炭资源丰富，东南亚最大的经济体印尼仍是一个能源和石化产品进口大国。中国的经验表明，煤化工项目具有商业上的可行性。本文将探讨印尼如何利用其丰富的煤炭资源满足其巨大的石化产品需求，并同时讨论印尼在这方面面对的其独特挑战。
印尼现有（或计划中的）煤化工：
印尼既往煤化工项目（未实施）：
2017年12月8日，印尼主要的三家能源石化和化肥企业 — Pertamina，Chandra Asri，和 Pupuk Indonesia 与印尼一家煤矿企业 PT Bukit Asam 签署了合作框架协议，上述4家公司将合作推动一个包含煤气化及下游部分的煤化工建设项目的可行性研究工作，这个项目计划位于 Bukit Asam 公司在 Tanjung Enim, South Sumatra 的煤炭产业园中。
合作的几方也将同期展开项目融资方面的工作，以便继续推动整个项目后续的设计、采购和施工。
这一项目的气化装置设计每年消耗900万吨褐煤，装置计划将于2022年的11月份投产。气化装置的合成气将用于下游配套的50万吨/年尿素装置、40万吨/年二甲醚装置和45万吨/年的聚丙烯装置。
Pertamina 公司的总裁 Elia Massa Manik 表示，两家印尼国有企业 Pertamina 和 Pupuk 与 Bukit Asam 和 Chandra Asri 的合作，对印尼的能源安全有重要战略意义，这不仅可以推动普及二甲醚的燃料应用，也可以推动当地的石化产业发展。Chandra Asri 的总裁表示 Erwin Ciputra 本项目煤基聚丙烯的投产，未来将大大缓解印尼国内聚合物供给不足、依赖进口的局面。
2016年4月4日消息，印尼PT Lion Power Energy于近日完成了一个煤化工项目的可研报告，项目位于南苏门答腊，Muara Enim地区。项目总投资额度达到30亿美元。项目设计产能为：年转化利用400万吨煤炭，生产30万吨烯烃和60万吨油品。印尼国家石油公司（Pertamina）将会作为油品的承购商。
