印尼电力投资环境分析
1.市场需求巨大
印尼电力供应不足，电力需求存在巨大缺口。按照2016-2025年电力规划（RUPTL）判断，印尼电力将长期保持需求巨大、供应不足的状态。加大电力项目建设，已成为印尼经济发展需要解决的一个关键问题。
在2016-2025年RUPTL规划中，印尼为满足印尼年均6.7%的经济增长，需要在10年内新增加装机80,538MW，年均增加约8,000MW，需要总投资估计1,537亿美元，所需IPP投资超过1,000亿美元［（按照70%新增装机由独立发电商（IPP）IPP投资来考虑）］，市场总规模相当大。
2.投资环境优越
印尼自然经济资源丰富、国家政治稳定、人口结构年轻，同时中产阶级规模庞大，内需持续增长，经济将长期保持较快、积极增长态势。从IPP电力项目投资实践来看，印尼已有数量众多的IPP电力投资项目成功实施，国家电力公司（PLN）对IPP项目的开发模式、项目实施、各阶段管控都有比较成熟的经验，PLN签署的电力购买协议（PPA）被中国融资机构和中国出口信用保险公司接受和认可。
同时，为加快推进电力项目实施，印尼政府在审批程序、招标程序、土地征收、项目税收等方面推出了一系列优惠促进措施。
1.政府效率低
民主国家的决策机制、多政党之间的博弈、地方政府与中央政府的权力分配模糊、各政府部门缺乏配合，以及政府机构腐败状况严重等因素，导致政府的决策和执行效率低下，决策过程漫长。议而不决，反复变化，成为投资项目多年来的常态，极大地考验投资者耐心。
2.征地困难
土地私有导致征地困难，地价日益趋高，钉子户难于处理等状况，使得项目征地成为许多项目推进的关键制约因素。某些时候处于“有项目必须有地，有地就可以运作项目”状态。
3.劳务成本高
随着外来投资项目不断增多，外国劳务的涌入引起印尼社会的极大关注，外国劳务准入限制将会越来越严格，劳务成本将大幅提高，对项目工期也将造成不利影响。
4.配套设施落后
电网和输电配套建设滞后，影响电力调度和消纳，成为电力投资项目投资风险评估考虑的关键因素。
5.竞争激烈
印尼电力市场吸引了众多国内外IPP投资人进入，竞争非常激烈，一个项目经常有超过30家投标人购买标书，报出的电价时有非理性低价出现。
各类型电站投资前景
印尼有储量丰富的煤炭、天然气、地热以及水力资源，土地幅员辽阔，有建设电力项目的良好资源条件。
1.现状
印尼水电资源蕴含装机量达75,670 MW，已开发4,200MW，开发比例9.2%，目前尚有众多水电资源蕴藏丰富的流域和水电站没有开发。
2.难点
输电网络脆弱，输配电能力不足；印尼各岛各地区用电不均衡，受水电站特定坝址、厂址等位置局限，所发电力输送、消纳存在风险；环境影响评价、征地和移民、各种施工许可办理难度大；水电开发权证大多都被印尼当地企业瓜分，获取开发权证代价大；水电电价较高，在现有PLN电价和购电协议确定模式下，谈判过程会很漫长，签订购电协议的难度越来越大；水电开发周期长。
3.前景
在2016-2025规划中，到2025年，包括水电、地热、垃圾发电、太阳能等在内的新能源要站到印尼整个电力装机的25%，其中水电在新能源中占比为52%，计划新增装机13,000MW。长期来看，水电项目是优质资产，印尼水电项目开发盘子大、项目个数多，未来将会有大量电力项目推向市场，电力投资机会将会持续出现。鉴于水电项目开发特点，宜采取积极获取、稳健开发、谨慎投资的战略，并做好长时间项目开发的心里准备和计划安排。
1.现状
燃煤发电依然是当前的主流。从电源结构来看，对燃煤发电的依赖度较高，燃煤发电量占总发电量的比重过半。印尼煤电已开发23,345MW，占全部已装机容量比例51.2%。
印尼煤炭资源非常丰富，据印尼能矿部统计，煤炭资源储量为580亿吨，已探明储量193亿吨，其中54亿吨为商业可开采储量。由于很多地区尚未探明储量，印尼政府估计煤炭资源总储量或达900亿吨以上。据美国能源署统计，印尼是世界第四大煤炭储藏国。
印尼已探明煤炭储量主要分布在苏门答腊和加里曼丹两岛，特别是集中在苏门答腊岛的中部和南部，以及加里曼丹岛的中部、东部和南部。印尼的煤矿多为露天矿，开采条件较好，印尼的煤炭多具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发等特性，其中又以褐煤和次烟煤为主（褐煤占58.68%，次烟煤占26.60%），可采储量达44.5亿吨，是特优质的环保动力煤。
2.难点
征地问题风险越来越大；如是坑口电站，前期煤矿资源的勘察核实需要较大投入；中资企业间的竞争日益激烈，低价竞争愈来愈白热化；未来煤电项目的环保要求将会提高。
3.前景
在2016-2025规划中，到2025年，燃煤电站新增装机容量34,800MW，占新增装机的43%。
尽管来自环境保护方面的诉求降低燃煤发电依赖度的压力不断增大，但由于印尼煤炭资源丰富，燃煤开采成本低，燃煤发电成本相对较低，加之煤炭资源可获得性较为普遍，燃煤发电规模还在扩大。PLN规划推出了一大批规模较大的煤电项目，以尽快解决印尼电力供应缺口问题，燃煤电站机会较多。
鉴于非坑口燃煤电站IPP项目竞争激烈，企业应从扩大市场规模、避开低电价竞争、提高成功率考虑投资，重点关注坑口燃煤电站的跟踪和开发。
1.现状
印尼拥有亚太地区最大、世界第11大已探明天然气储量，达109万亿立方英尺。目前，印尼燃气及燃机联合循环电站已开发14,164MW，占全部已装机容量比例31.1%。随着印尼国内液化天然气（LNG）需求量增加，且受制于天然气长期出口协议限制，印尼从LNG出口大国成为进口国。印尼政府也在转变政策，限制天然气出口，努力确保国内天然气供应。
2.难点
燃气供应来源、供应量、燃气供应过程等风险不能有效分担，成为印尼燃气电站的制约瓶颈；燃气设备制造、运维控制技术在西方发达国家厂家手里；后期运维成本较高；电价较高。
3.前景
在2016-2025规划中，到2025年，燃气及燃机联合循环电站新增装机容量23,186MW，占新增装机的29%。从最近PLN对于燃气项目的开发策略来看，PLN倾向于承担天然气供应和保障风险，并在最新的JAVA1燃气电站（1×1,600MW）项目招标中进行了实践。未来加强燃气电站开发力度，是避开中国国内电力投资商对印尼IPP电站过度竞争的一个方向。
四、地热电站
1.现状
印尼地热资源占全球40%，地热潜在装机容量达29,164MW，已开发1,346MW，占全部已装机容量比例3%。
2.难点
地热电站开发技术门槛要求高，地热电站设备制造基本控制在日本、美国等发达国家手中，中国企业没有国外地热电站开发经验；电价很高。
3.前景
在2016-2025规划中，到2025年，地热在新能源装机中占比为24%，要新增装机6,150MW，新增装机绝对量比较大，实现的可能性存疑。适宜跟踪了解地热电站的开发进度、开发程序，做一些技术储备。
五、燃油电站
燃油发电比例一度占到印尼总装机的35%，但燃油发电成本不具有优势，过去政府每年补贴几十亿美元，现在燃油发电已不是主流，目前发电装机2,360MW，占总装机比例为5.2%。2016-2025电力规划中燃油电站已没有新增装机规划。
六、其他类型
印尼其他新能源包括风电、太阳能、生物质发电、潮汐能、垃圾发电等，占总装机容量0.5%不到。在2016-2025规划中，到2025年，其他新能源新增装机中占比为7%，新增装机5,877MW。虽然印尼风电、太阳能、生物质发电、潮汐能、垃圾发电等电力资源相当丰富，但考虑到这些新能源项目规模小，项目碎片化，以及过高的电价，新增装机5877MW实现的可能性存疑。
中资企业投资现状
日本、韩国、马来西亚、新加坡、德国、法国、美国、英国、加拿大等发达国家比中国更早进入印尼电力IPP市场，多年经营，对印尼电力投资市场有深入了解，在中国电力投资企业进入印尼初期，占有相当有大优势。
随着中国经济实力日益强大，加上印尼正在成为为数不多的电力项目投资热土，大量中国电力投资商涌入印尼，凭借着成熟的技术、强劲的装备实力、雄厚的中国资金支持和对印尼电力投资游戏规则的理解和不断熟悉，在多次角逐中成功获标。
目前，发达国家已撤出印尼燃煤、水电项目的投资开发，集中于有较高技术门槛的燃气、地热、太阳能、生物质、垃圾发电等领域。中国主要的电力开发商都已进入印尼，其中神华集团和华电集团为较早进入印尼市场的中资企业。
神华集团旗下电力投资集团国华电力近两年成功获取了多个大型电力项目，一举成为在印尼投资规模最大的中国电力开发商。
神华集团计划在海外发电项目总装机将到达1000万千瓦，而在印尼的装机目标是超过500万千瓦，印尼将成为神华在海外最重要的发电基地。
华电集团是印尼IPP投资较早且项目数量最多的中资企业。华电集团下设三家子企业在印尼，华电香港负责以IPP方式参与项目的市场开发，华电工程在印尼主要作为项目的EPC总承包商，华电运营主要负责项目的运营工作。
已签贷款协议的博雅坑口电站，由于海底电缆计划搁浅，不得不在近期调整装机规模，准备于PLN重谈PPA，整个项目开发时间仍然未定。印尼电力投资项目竞争激烈，以印尼爪哇7号项目为例，华电集团曾经申请中国发改委协调，下了大力气最终却没有中标，投标价排第五，前几位中国电力开发商报出的价相当低。