印度尼西亚（以下简称“印尼”）光照资源丰富，且近些年政府着力促进本国清洁能源发展，文章通过梳理印尼光伏市场情况，结合笔者工作经验，提出一些切实可行的开发建议，供有意参与印尼光伏市场开发的中国企业参考。
印尼横跨赤道，境内年平均太阳辐射总量在1389-2222KWh/㎡之间，年日照射数在1719-2430h之间；水平面年均峰值日照小时数为4.8h，太阳能辐射资源平均约为4.8KWh/㎡/天。其中苏拉威西岛、伊里安查亚岛和巴厘岛的大部分地区辐射量为6 -6.5KWh/㎡/天，山区辐射量为4.5-5.5KWh/㎡/天；在低地形地区如加里曼丹岛，苏门答腊省和爪哇岛，辐射量约为4-5KWh/㎡/天。
根据东盟能源中心披露的多个方面数据显示，印尼光伏可用土地面积为 34024k㎡，仅占其国土面积的1.78%，根本原因是印尼多数区域坡度超过5%，并且森林和农作物区域覆盖率非常高，因此光伏可用土地面积占比较低。根据印尼能矿部 2020年披露的数据，在当前印尼光伏技术水平条件下，考虑太阳能资源水平、地理环境等要素的影响下所具备的光伏可开发规模共计207897MW，各省开发技术潜力列出如表1。
尽管具有巨大的开发潜力，印尼可再次生产的能源领域的投资仍然很少，太阳能仅占该国发电总量的1.7％。截至2020年底，印尼光伏已开发装机仅为90MW，进入运营期的项目装机为79.02MW。印尼已运营的可再次生产的能源项目见表2。
印尼政府已制定初步碳中和及燃煤机组淘汰时间表，计划在2025年前建成1.1GW可再次生产的能源替代燃煤机组；在2030-2040年，淘汰20GW燃煤机组；2045-2060年，淘汰29GW燃煤机组，电力需求用可再次生产的能源替代，其中光伏电站是主要电站类型。
为了满足碳中和需求，印尼需要1500GWh的太阳能光伏发电量，至少需要 8000平方公里，约占该国土地面积的 0.4％。政府需要为客户和电力供应商制定着迷的政策，以实现这一目标。
目前，印尼光伏项目共有三大类，分别为：并网式光伏发电系统、离网式发电系统与带柴油发电机的混合式光伏发电。
离网式发电系统分为集中式离网发电与离网分布式光伏发电，其中集中式离网发电是指完全与电网脱离，目前印尼政府主要在印尼尚未通电的偏远农村示范推行，由于规模较小，没办法实现商业化，开发进展缓慢。离网分布式光伏是在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网的光伏发电设施。分布式光伏最大的特点是贴近用户端需求，可灵活地与各类建筑物、公共设施相结合，对场地要求不大。分布式光伏一般都会采用“自发自用，余电上网”的开发模式，电量可就地消纳，对电网的依赖和冲击较小，很适合电网条件较为薄弱、离岸海岛等区域运行。通过电网延伸解决无电人口用电问题成本比较高，而建设离网型分布式光伏发电系统或微电网，既能充分的发挥当地太阳能资源禀赋优势，又能有效提升印尼国家的通电率。
离网型光伏发电系统的构成最重要的包含：太阳电池组件、蓄电池、太阳能控制器、逆变器（交流负载）、配电柜和汇流箱等。
目前，印尼能矿部与印尼国电公司（以下简称“PLN”）在大力推行分布式屋顶光伏计划。截至2021年4月，印尼屋顶太阳能用户总数为3152户。
并网光伏系统最大的特点是光伏阵列产生的直流电经过并网逆变器，转换成符合市电电网要求的交流电之后，直接接入建筑物内部的电网，供给建筑物内部的负载使用。在阴雨天或夜晚，光伏阵列没有产生电能或者产生的电能不能够满足负载需求时就由公共电网给负载供电。
因为直接将电能输入电网，免除配置蓄电池，省掉了蓄电池储能和释放的过程，可以充分的利用光伏方阵所发的电力从而减小了能量的损耗，降低了光伏系统的成本。系统中需要专用的并网逆变器，以保证输出的电力满足电网电力对电压、频率等指标的要求。这种系统通常能够并行使用市电和太阳能光伏组件阵列作为本地交流负载的电源，降低了总系统的负载缺电率，还可以对公用电网起到调峰作用。
但由于印尼多数区域坡度超过5%，并且森林和农作物区域覆盖率非常高，光伏可用土地面积较少，PLN也积极尝试开发漂浮式光伏项目。与传统光伏电站相比，漂浮式光伏是将光伏发电组件安装在水面漂浮体上，除不占用土地资源、有利于人们生产生活之外，水体对光伏组件及电缆的冷却也可有效提升发电效率。漂浮式光伏电站还能减少水量蒸发、抑制藻类生长，对水产养殖和日常渔获有益无害。目前齐拉达水库145MWp漂浮光伏项目正在建设中。
3.光柴互补发电光柴互补是利用光伏发电为主，柴油发电为辅，给负载供电，并将多余电能储存进蓄电池的过程。在稳定性、持续性提供电力方面具备明显优势。
在印尼偏远或海岛地区，电网覆盖率不足以及电网薄弱，会使用柴油发电。由于地方偏远，一旦发电机发生故障，很难及时得到修复，必然会影响到工作和生活。并且柴油发电机的弊端还包括：发电过程中产生的噪音和污染无法有效解决；发电不稳定且电能质量不佳，易对负载造成冲击。单纯光伏发电又很难满足实际负载需求。而光柴互补发电具备的自动稳压功能，可改善柴油发电系统的供电质量，当光伏发电不能满足规定的要求时，切换到柴油发电机，实现连续发电，使得柴油发电与光伏发电优劣互补，非常适应印尼当地的真实的情况，已在印尼多个偏远海岛地区得以应用实施。
如前所述，为满足2050年太阳能发电占比接近10%的目标，印尼需要1500GWh的光伏发电容量，能预见在未来一段时间内，印尼政府会加大对光伏项目的开发力度，并通过两种开发模式同步开启招标：一种是通过电价招标的方式鼓励私有资本参与项目开发，即IPP招标；另一种是政府资金项目，通过招标选择总包方，即EPC招标。
截止目前，印尼已发布的较大规模的光伏 IPP招标项目包括：2019年PLN分别发布的东巴厘岛 25MWp陆地光伏项目招标，中标上网电价 5.8美分；西巴厘岛 25MWp陆地光伏项目招标，中标上网电价6.2美分；齐拉达水库145MWp水面光伏，中标上网电价5.8美分；2020年印尼电力公司（以下简称“I P”）分别发布的西苏门答腊省90MWp水面光伏招标，投标最低价3.68美分；西爪哇省60MWp水面光伏，投标最低价3.75美分；南苏门答腊省100MWp陆地光伏储能项目，投标最低价9.07美分。在 2020年的 3个光伏项目招标文件中明确要求，投标方必须与IP合作开发，且持有股份不超过49%，最后导致没有中国公司参与投标，参与的企业主要有沙特的ACWA、阿联酋Masdar、日本丸红、法国Akuo EDF Engie、新加坡Vena Energy等公司。如中国企业有意开发印尼光伏市场，应考虑小比例参股IPP光伏招标，否则将丧失先机优势。
而政府资金的EPC招标项目规模较小，基本都在10MWp以内，对于中国大型能源企业来说吸引力太低，但这类项目一般都是现汇项目，风险低、建设周期短。因此，大规模的公司如愿意深耕印尼市场，不应当放弃此类投标项目，并且，符合招标要求的中小型企业更应该重视此类招标项目。
由于离网光伏项目较为适合印尼电网结构，印尼政府支持离网光伏项目的发展，使其开发流程大大简化，不管是集中式离网还是“余电上网”分布式离网光伏项目，都不需要经过复杂的政府行政审批和P LN的电源点招标流程，并且风险极低，开发商一般只需根据其经济收益判断其可行性。但此类项目较为分散且规模较小，不管是投资开发还是进行工程承包，对中国企业的吸引力都较低。有鉴于此，目前有数个印尼当地业主开始成规模开发离网光伏项目，按地域或类型规划GW级项目群，将平地、山地、屋顶、漂浮等多种类型光伏项目打包开发，中国企业可与业主共同开发此类项目。
目前外国企业如欧美、日本、中东及东南亚的财团都已经在印尼市场着手光伏项目开发，个别项目都已进入EPC招标阶段，中国企业应当发挥本国的光伏经验优势、装备制造的技术优势、建设与运营的成本优势，大力推进印尼光伏项目的投建营一体化，同时应当符合印尼法律对项目开发流程、本地化成分及劳动用工等规定。
对比其他外国企业，中国投资企业应当克服自身以下问题：一是避免短视与急躁，按照项目开发的规定与固有周期，将每个阶段工作做实，避免背负相关风险；二是中国企业间应加强合作，避免恶性竞争；三是建立科学的决策程序，避免做出违背市场规律的决定。
一方面印尼光照资源丰富，光伏项目亟待开发，另一方面由于电网结构、政策法规等制约因素，印尼的光伏项目开发速度缓慢，很多中国企业期盼印尼光伏像越南、菲律宾等东南亚国家一样井喷式发展，但从现实来看，印尼的光伏市场仍然会缓慢崛起，中国企业应抛弃幻想，尽早加大开发力度，科学制定开发策略，否则可能会一再错失市场机会。
（孙文琦工作单位：中国电建集团海外投资有限公司；党侃工作单位：中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司；黄涛工作单位：中国华电香港有限公司）