Kilde: indonesiaatmelbourne.unimelb.edu.au
Solenergi vil være fokuspunktet for Indonesiens energiomstilling. Foto af den asiatiske udviklingsbank fra Flickr.
16. NOVEMBER 2023
Indonesiens Just Energy Transition Partnership (JETP) er en fond på op til 20 milliarder USD øremærket til investeringer i ren energi over de næste tre til fem år. Indonesien underskrev aftalen med International Partners Group - ledet af USA og Japan - på G20-topmødet i 2022.
Som en del af sine forpligtelser i henhold til denne ramme udgav Indonesien en omfattende investerings- og politikplan (CIPP), der beskriver en køreplan for at nå toppen af emissionerne i 2030 og blive netto nul i 2050.
Under scenariet modelleret i CIPP forventes solenergi at blive den store nye kilde til elektricitet i Indonesien. Den skal vokse hurtigt fra 0,1 % af energiproduktionen i 2022 til 8 % i 2030. Geotermisk energi, vandkraft og bioenergi skal også vokse hurtigt. Elektricitet produceret af alle former for vedvarende energi forventes at stige fra 13 % i 2022 til 44 % i 2030.
Efterhånden som mere vedvarende energi kommer i brug, vil kul gradvist blive udfaset, men vil forblive en vigtig energikilde på kort sigt.
Private investeringer kræver markedsreformer
For at opfylde disse ambitiøse mål vil den private sektor spille en ledende rolle inden for projektfinansiering og -udvikling. Indonesien og dets statsejede elektricitetsværk, PLN, har ikke en stor track record, når det kommer til at inducere privat sektors udvikling af vedvarende energi, især vind- og solenergi. CIPP anbefaler en række markedsorienterede reformer for at fremskynde denne proces og sikre, at tingene denne gang bliver anderledes.
En vigtig reform involverer prisen på kul. Fordi Indonesien har store kulreserver, begrænser regeringen den pris, som kul kan sælges til til indenlandske kraftværker, generelt til under markedspriserne. Da kul er Indonesiens primære kilde til elproduktion, reducerer styring af prisen på dette brændstofinput produktionsomkostningerne og hjælper med at holde detailomkostningerne til elektricitet nede.
CIPP presser hårdt på for at dette prisloft skal fjernes, og for at kul skal købes og sælges på hjemmemarkedet til dens sande markedspris. Begrundelsen her er, at jo dyrere kul er, jo mindre attraktivt bliver det som kilde til elproduktion.
En anden reform retter sig mod PLNs forretningsmodel. I Indonesien er prisen, forbrugerne betaler pr. kWh el, fast afhængig af typen af kunde og tjenesten, og den ændrer sig normalt ikke, selvom PLNs udgifter stiger. Det betyder, at PLN ofte opererer med et stort årligt tab, og staten dækker disse tab gennem forskellige midler, herunder subsidier.
Dette er ved design. Ligesom loftet på kulpriserne er målet at sikre, at højere omkostninger ikke væltes over på forbrugerne. CIPP opfordrer PLN til at gøre op med dette system og vedtage en "fremadskuende indtægtsmodel", der bedre tager højde for de sande omkostninger ved at producere elektricitet. En sådan reform vil næsten helt sikkert kræve, at forbrugerne betaler højere priser.
En tredje reform involverer PLN's rolle i private investeringer og udvikling af vedvarende energi. PLN ejer og driver Indonesiens nationale transmissions- og distributionssystem, og når private udviklere kommer ind på det indonesiske marked, skal de sælge deres strøm til PLN. Der er ingen andre købere, fordi PLN har monopol på distribution. Derfor, før en finansiel institution vil acceptere at finansiere et sådant projekt, skal bygherren normalt indgå en Power Purchase Agreement (PPA) med PLN, der fastlægger vilkårene for, at forsyningsvirksomheden vil købe strømmen.
CIPP fremsætter adskillige anbefalinger til, hvordan PLN kan gøre disse aftaler (og indkøbsprocessen generelt) mere "bankable" - hvilket betyder mere attraktive for kommercielle finansielle institutioner og private udviklere. Hovedtemaet for disse anbefalinger er at flytte en større del af risikoen fra sælgeren (projektudvikleren) over på køberen (PLN og i sidste ende Indonesiens regering) gennem forskellige mekanismer.
CIPP anbefaler også, at PLN håndterer mange af de mere udfordrende trin i projektudviklingen, såsom forundersøgelser og jorderhvervelse, og derefter tilbyder et projekt i udbud til udviklere, når meget af benarbejdet allerede er gjort. Dette sammen med bestemmelserne om risikofrihed ville helt sikkert gøre projekter mere attraktive for private investorer og udviklere. Men om det er noget PLN kan og vil, og hvad de kan forvente at få til gengæld, er et andet spørgsmål.
CIPP forestiller sig at mobilisere privat finansiering til at udvikle vedvarende energi i stor skala ved hjælp af en blanding af konventionelle markedsværktøjer. Staten bliver bedt om at "de-risikere" en del af disse investeringer, og PLN forventes at udvikle sig til noget, der ligner en konventionel kommerciel virksomhed. CIPP anslår, at Indonesien vil have brug for 96 milliarder dollars i investeringer i vedvarende energi og netforbedringer mellem nu og 2030, og øgede tariffer på forbrugere vil hjælpe med at betale for denne accelererede udvikling.
En tættere afstemning af elektricitetsprisen med produktionsomkostningerne er beregnet til bedre at informere langsigtede investerings-, planlægnings- og indkøbsbeslutninger og gøre dem mere lydhøre over for markedsforholdene. Fordi teknologier som solenergi bliver stadig billigere at bygge og drive, vil prissignaler på et konkurrencepræget marked naturligvis flytte investeringer i retning af vedvarende energi, fordi de er billigere end kul.
For at denne plan kan fungere som forventet, skal Indonesiens energisektor bringes til at fungere mere som et effektivt og konkurrencedygtigt marked. Det er grunden til, at CIPP presser hårdt på for at fjerne prisloftet på kul. Hvis indenlandske kraftværker kan fortsætte med at få kul til under markedsværdien på grund af statsindgreb, så er priserne ubrugelige som signaler, fordi de ikke afspejler den økonomiske virkelighed.
Politik kan trumfe markeder
Historisk set har prissignaler sat af markeder ikke været særlig effektive i den indonesiske energisektor. Faktisk er et af de eksplicitte mål for energipolitikken i Indonesien at buffere forbrugerne fra de sande omkostninger ved energiproduktion. Den indonesiske regering ønsker at levere elektricitet til forbrugerne til lave og stabile priser, isoleret fra udsving i råvarepriser og andre eksternaliteter.
Muligheden for at begrænse den indenlandske pris på kul er attraktiv for politikere af netop denne grund. Efter pandemien, da kulpriserne steg i vejret rundt om i verden, rykkede elregningerne i Indonesien sig ikke meget. Det skyldes, at PLN – og i sidste ende regeringen – spiste tabene, og prisen på kul blev kunstigt holdt nede.
Kontrol med priser er en stærk politisk løftestang at have, og ikke en, som Indonesiens regering sandsynligvis vil opgive let. De vil være ekstremt modstandsdygtige over for enhver politisk ramme, hvor forbrugerne forventes at bære øgede drifts- og investeringsomkostninger på grund af de politiske konsekvenser af prisstigninger. Landet oplevede udbredte protester, da det forsøgte at skære ned på brændstofsubsidierne i 2022.
At opfordre til, at PLN og strukturen i den indonesiske energisektor skal revideres og blive mere lydhør over for prissignaler på blot syv år, er en meget ambitiøs vision. At forvente, at forbrugerne skal bære øgede omkostninger ved energiomstillingen, mens staten absorberer udviklingsrisikoen for at fremkalde flere private investeringer, vil ikke være et tiltalende forslag for den indonesiske regering.
Det er klart, at JETP investeringskøreplanen blev skrevet med henblik på at gøre Indonesiens vedvarende energisektor mere attraktiv for privat kapital. Hvad der er mindre klart er, om planen i tilstrækkelig grad tager højde for virkeligheden af Indonesiens politiske økonomi og interesserne og incitamenterne for nøgleinteressenter som PLN, som de faktisk er, snarere end som globale investorer og markeder ønsker, at de skal være.