印尼：一纸禁令背后的能源“家底”

2021年年底，全球煤炭市场突降“惊雷”。印度尼西亚（以下简称“印尼”）宣布将于2022年1月1日至1月31日停止煤炭出口，以缓解国内煤炭供应紧张，避免国内出现供电不足的情况。

此禁令一出，引发了全球市场的高度关注以及煤炭行业的不安情绪，原因在于，该国是全球最大的动力煤出口国。

那么，禁令到底是“有意的阴谋”还是“无奈之举”？在执行1个月后，此项禁令对我国能源行业和全球能源市场影响几何？要弄清这些问题，首先需要“摸清”印尼的能源家底和供求现状。

煤炭供应：世界第一大出口国

印尼是化石能源生产大国。因为坐拥丰富的煤炭资源，该国在全球煤炭贸易中举足轻重。

从煤炭储量看，根据《BP能源统计年鉴2020》的数据，截至2020年年底，印尼煤炭资源探明储量为348.69亿吨，居世界第六位（占比3.2%）、亚洲第三位、东南亚第一位。其中，无烟煤和烟煤探明储量为231.41亿吨，占比66.37%；次烟煤和褐煤探明储量为117.28亿吨，占比33.63%，储采比为62年。

印尼大部分的煤炭来自古近系和新近系，煤层埋藏较浅。国内含煤省主要有6个，分别是苏门答腊省、东加里曼丹省、南加里曼丹省、占碑省、廖内省和中加里曼丹省，这6个省的资源量约占该国煤炭总资源量的97.7%。

从煤炭产量看，2013年以来，印尼煤炭产量为4.5~6.3亿吨，2020年，受新冠肺炎疫情以及全球煤炭消费疲软等因素的影响，该国煤炭产量出现回落，但仍占全球煤炭总产量的7.3%。据预测，印尼2021年的煤炭产量约为5.76亿吨。

从煤炭贸易看，印尼是全球最大的煤炭出口国和最大的动力煤出口国，主要面向中国等国。2018~2021年，印尼煤炭出口量均为4亿吨，约占全球煤炭出口贸易总量的30%。2020年，由于主要进口国印度煤炭下游需求出现大幅萎缩，印尼煤炭出口量显著下降（-10.4%）。2021年，中国电力需求旺盛、印度煤炭消费复苏以及替代澳煤等因素，共同提振了印尼煤炭出口贸易，煤炭出口量基本回到疫情之前的水平。

从出口目的地看，根据2020年印尼能源部的统计数据，印尼向中国（含港台）出口的煤炭数量占印尼煤炭出口总量的48%，中国是印尼的最大煤炭出口目的地。菲律宾、马来西亚、朝鲜和泰国分别占9%、9%、8%和5%，其他国家约占12%。

能源结构：高度依赖化石能源

除煤炭资源外，印尼还有一定油气储量。尽管开采强度逐年加大，但在东南亚区域内，印尼的油气储量排名仍处于头部。截至2021年年底，印尼石油探明储量约24亿桶，居东南亚第三位，仅次于越南（44亿桶）和马来西亚（27亿桶）；天然气探明储量为3万亿立方米，居东南亚第一位。

近年来（除2020年），印尼经济发展速度较快，GDP同比增幅维持在中高速区间。2017年以来，印尼GDP突破1万亿美元大关。尽管受到新冠肺炎疫情影响，2020年印尼GDP出现下降，但是降幅有限。截至2020年，印尼GDP约为1.06万亿美元，同比下降2.07%。2020年，印尼人均GDP为3869.59美元，人均GDP水平位于世界中游。

受经济快速增长驱动，2015年以来（不含2020年）印尼一次能源消费量保持持续增长，2014~2019年的复合增长率达到4.3%。2020年印尼一次能源消费量达到7.63艾焦耳（EJ），同比减少12%，人均一次能源消费为27.9吉焦（GJ）。

其中，煤炭仍然是印尼一次能源消费的第一大来源、占比42.6%，石油、天然气分列第二和第三。虽然可再生能源近年实现了较快的发展，但在2020年，化石能源仍然占印尼一次能源消费总量的92.9%，非水可再生能源仅占一次能源消费总量的4.8%。

从能源生产看，尽管印尼煤炭产量巨大，但70%以上的煤炭都用于出口。因而，在印尼一次能源生产结构中，石油是第一大来源。2019年，石油在印尼一次能源生产结构中占比为31.3%，煤炭、天然气份额分别为28.5%和16.3%，化石能源在一次能源生产结构中的占比超过75%。

从发电装机容量看，截至2020年12月，印尼的总发电装机容量为6244.92万千瓦，其中包括印尼国家电力公司（PLN）拥有的4368.85万千瓦装机容量，印尼当地私人独立发电商IPP拥有的1731.96万千瓦装机容量，其他装机来自租赁电厂。

从装机机构看，燃煤发电装机容量最大，其次是燃气电厂、水力发电站、柴油发电厂和地热发电站，其余由其他可再生能源设施组成。可见，印尼非水可再生能源还处于起步状态。截至2020年年底，印尼太阳能装机容量仅为17.2万千瓦，风能装机容量为15.4万千瓦。

2013~2020年，印尼发电量增速保持在2%~8%。2021年印尼发电量为275.2太瓦时，同比下降1.3%。其中燃煤发电量占比约为63%，天然气发电量占比18%，化石能源发电量在总发电量中占比达到83%。

断供原因：国内外市场双重夹击

煤炭断供的背后，不难看出印尼正面临着的双重现实问题。

在国内市场，2021年第二季度，印尼经济一度强劲复苏，同比增幅达7.07%，但到了第三季度，受德尔塔病毒影响，经济增幅回落至3.5%。但即便如此，在出口增长及年末假期消费增长的推动下，印尼2021年的经济增幅预测也达到5%。经济复苏提振了印尼电力消费，推升了对电煤的需求。

在国际市场，煤炭价格相较印尼本土市场出现暴涨。2021年，广州港印尼煤炭（灰分10%、硫分0.6%、发热量5500大卡）进口价格从3月起触底反弹，月度均价从721.72元/吨涨至10月的2131.77元/吨，基本达到底部的3倍。

而印尼煤炭销售基准（HBA）价格指数从2021年3月的年内底部价84.50美元/吨上涨至10月的161.60美元/吨，仅实现了接近翻倍，且3~10月中国市场印尼煤和印尼国内市场的套利空间持续加大。印尼煤炭生产商、贸易商将更多货源向国外输送，导致国内供需缺口阶段性加大。

双重因素“夹击”下，印尼政府发布声明，将于2022年1月1日至1月31日停止煤炭出口，以缓解国内煤炭供应紧张，避免国内出现供电不足的情况。声明中还提到，目前印尼家庭用电的煤炭供应非常紧缺，电力供应不足可能影响到1000万家庭和工业用户。

印尼能源和矿产资源部负责煤炭的总干事Ridwan Jamaludin在接受媒体采访时表示，截至2021年12月31日，印尼国家电力公司煤炭库存不及其月内需求的1%。如不采取出口禁令，包括爪哇岛和巴厘岛在内的岛屿可能会面临大范围的电力损失和停电，或影响总装机容量为1085万千瓦的20座燃煤电厂的运行。可以看出，波及电厂装机已经接近印尼总装机的20%。

针对国内煤炭供应问题，印尼曾于2009年颁布国内市场义务的规定，即DMO。DMO提出，印尼所有煤矿公司都被要求保留25%的煤炭供应，以保障国内销售。DMO还规定煤矿企业向电厂供应的动力煤价格上限为70美元/吨（折合当前汇率约为人民币444元/吨）。当DMO首次引入时，煤炭市场价格在55美元/吨左右，这意味着印尼的煤炭生产商通过在当地销售煤炭即可获利，无需大规模向国外出口套利。然而，随着去年价格上涨，并于2021年10月创下270美元/吨的历史新高，各公司开始逃避国内责任，将所有的供应转向国际市场，并无视DMO中25%的要求，这也加剧了印尼国内煤炭供应短缺。

值得注意的是，本次并非是印尼首次实施煤炭出口禁令。在之前的十五年内，印尼已经实施四次煤炭出口禁令。比如在去年8月，印尼加里曼和苏门答腊岛暴雨导致生产受限，第三季度时，印尼国内煤炭产量出现了明显回落。为保证国内供给，当时34家煤炭企业就因不符合DMO而被禁止出口。

实际影响：有波动但无碍市场

禁令颁布后，国际煤炭市场一度发生短期恐慌，煤炭价格出现一定波动。进入2022年，广州港印尼进口煤价格中枢出现小幅抬升。截至1月19日，广州港印尼进口煤价格（灰分10%、硫分0.6%、发热量5500大卡）报收1085元/吨，较年初上涨60元/吨，但相较2021年12月19日1305元/吨的价格，环比下跌约16.9%，可以看出事件本身产生了一些影响。

不可否认，从整个国内供需情况看，印尼是我国煤炭（尤其是动力煤）进口的最大来源，也是我国东南地区电煤供应的重要补充。2016年供给侧机构性改革启动后，印尼向我国出口的煤炭数量保持增长态势，从2015年的7370.19万吨增至2020年1.41亿吨，在我国进口煤中的占比从2015年的36.12%增至2020年的40.36%。

澳大利亚煤炭进口量显著下降之后，印尼煤炭产品在2021年取代了部分澳煤市场，在我国煤炭进口的占比持续增长，印尼国内煤炭供应的恢复支撑了印尼对我国市场的输出。2021年1~11月，印尼出口我国的煤炭达到1.78亿吨，在我国进口煤中的份额已经提升至61%。但原本设定的一个月禁令实施存在滞后性，就算按照禁令要求履行，禁令实施具体影响也将从1月中旬开始。

目前，我国国内煤炭下游市场整体需求逐渐减弱，且从去年10月以来，国家发展改革委推出一系列保供措施，国内主要动力煤港口和电厂库存处于较高水平。截至2021年年底，动力煤北方三港煤炭库存为1102万吨，仅低于2016和2018年，为近8年第三高；主产地区煤炭供应保持高位，2021年12月，我国原煤产量达到历史新高的3.85亿吨，同比增加7.2%，环比增加3.7%。

如果禁令影响仅持续一个月，根据测算，2017~2021年印尼进口煤均值约为1500万吨，加上其他国家的部分替代，实际对我国煤炭供应的影响有限。

长期对策：如何降低不确定供应风险

1月13日，有消息称，印尼商务部正在对企业履行合同义务的情况进行评估，并将很快宣布哪些企业将获准恢复出口。但截至目前，尚无迹象表明这一过程将需要多长时间。

1月18日，路透社报道称，尽管国家范围内更广的煤炭出口禁令将持续到本月底，印尼商务部已允许来自29家公司的48艘煤炭船艘出口，而且一旦煤炭供应商履行了DMO，它们将被允许恢复出口。

目前，在578家煤炭生产企业中，只有47家超过了DMO的要求，32家达到了DMO提出的75%~100%的要求。可以看出，在国内外煤价套利空间仍然巨大的背景下，印尼国内供应商在努力满足DMO的要求，以逐步恢复其出口业务。随着印尼国内供应逐步恢复，电力供需缺口逐步缓解。

同时也要看到，未来印尼供应仍然存在一些不稳定因素。

一方面，2021年5月，PLN承诺到2060年逐步淘汰化石燃料，以实现碳中和，2023年后不再新建燃煤电厂。但是最近两年内仍有一批新建煤电机组启动建设和投入运营，随着后疫情时期经济的逐步复苏，印尼电力需求增加将进一步拉动该国煤炭消费。

另一方面，在推进碳中和与应对全球气候变化的大背景下，国际资本对煤炭（煤电）资产的投入逐步退出或停止，这将对印尼未来动力煤产能的释放产生影响。从目前披露的信息看，去年年底印尼Cokal公司投运的Bumi Barito Mineral开采项目（200万吨/年），主要产品为炼焦煤和喷吹煤。这或是一个信号，意指印尼中短期内可以增加的动力煤产能有限。

回顾过往，2021年国内煤炭价格大幅度上涨和局部时间段出现的“限电”，给我们未来的能源政策制定提供了参考的实例。电力需求增长过快使煤炭消费增加，疫情后经济复苏导致国内国外煤炭需求共振，国内外煤炭乃至化石能源整体阶段性短缺。澳煤进口减少后，国际市场替代不力加剧了国内煤炭整体供需的失衡。

而本次印尼出口禁令带来的危机，再次告诫我们“能源的饭碗必须端在自己手里”。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。煤炭作为我国主体能源，要按照绿色低碳的发展方向，对标实现碳达峰、碳中和目标任务，立足国情、控制总量、兜住底线，有序减量替代，推进煤炭消费转型升级。

在我国实现碳达峰、碳中和的道路上，国外煤炭供应的不确定因素还很多，比如地缘政治、灾害和工人罢工等因素导致进口短期大幅减少，国际资本退出导致新增国际动力煤产能不足等。同时，受相关政策影响，国内煤炭企业在“十四五”期间煤炭新增产能投资或面临大幅缩减，如若出现经济快速回暖或极端气候导致电力消费大幅增加的情况，而突发地缘政治因素或将在短时间加剧供需失衡，就可能对我国制造业乃至经济造成一定影响。

因此，我国需要审时度势，未雨绸缪，在强化国内能源供应安全保障的同时兼顾“双碳”工作的推进，实现平稳的能源转型。尤其是在“十四五”期间，应充分研判国内煤炭供需，发挥好煤炭“压舱石”的作用。

一是在“十四五”期间加快国内现有生产煤矿产能的挖掘，保证在供应短缺时段有序释放供给，缓解供应侧的不足。

二是考虑到“十四五”期间仍然有一部分落后产能和资源枯竭煤矿面临退出，结合国内煤炭供需研判结果，有序新增一批国内优质产能，以满足接续需求。

三是充分挖掘现有煤炭铁路运能，优化煤炭铁路运费机制，进一步提高煤炭铁路运输量。加快推进煤炭储运基地港口建设以应对极端情况，进一步完善煤炭储备机制，以应对极端情况。

四是加强国际合作，拓宽煤炭进口来源，进一步降低对印尼、澳大利亚煤炭进口的依赖。