作者：车林睿（北京市京师律师事务所矿产资源法律事务部，手机15120078022）
引言：近年来国际能源供应形势复杂多变，煤炭价格持续走高，2022年初印尼政府曾宣布煤矿出口禁令，引起国际社会普遍关注。煤炭和电力行业是我国企业投资印尼的重要领域，一方面，印尼是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，每年向我国出口大量的动力煤，与我国在能源供应方面形成良好的互补关系；另一方面，印尼的电力设施等基础设施缺口很大，已成为我国电力行业“走出去”重要的投资东道国之一。随着印尼煤炭和电力行业的法律法规的不断完善，为中国企业投资印尼的煤电行业提供了良好契机。
一、印尼的煤炭和电力行业现状
印尼煤炭资源非常丰富，已探明煤炭资源储量位居世界第六位，主要分布在苏门答腊岛中南部和加里曼丹岛中东部和南部。印尼煤矿多为露天矿，开采条件较好，煤炭具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发等特性，类型以褐煤和次烟煤为主，主要是用作火力发电使用的动力煤，但印尼本国对煤炭资源的消耗有限，因此煤炭出口量连年位居世界第一。中国是印尼煤炭最大的进口国，印尼动力煤占中国煤炭进口总量的60%以上。
印尼通过燃煤发电提供了印尼全国总发电量的60%，因此燃煤发电是印尼最重要的能源来源。印尼国土的群岛地理特征使得电网互联程度较低，呈现出分布式结构，至今未能建立联通全国的电力网络，多数岛屿间缺乏电网相联，甚至部分地区电力常常供应不足，因此在电力建设方面仍有较大潜力和空间。此外，加里曼丹岛和苏门答腊岛也是未来印尼国家规划中重点发展的两大经济走廊，其定位分别是“天然资源生产和加工中心兼国家能源储备中心”和“矿业和能源储备生产和加工中心”，随着印尼从雅加达迁都至加里曼丹岛东部的“迁都计划”和2019年4120亿美元“国家重建计划”（其中700亿美元将用于电力建设）的推进，该地区的基建和能源需求会进一步加大。
煤炭和电力行业是中国企业投资印尼的重要业务领域，中国企业在印尼煤电投资中也取得了积极成效。目前在印尼投资煤电行业的中资企业主要可分为两类：一类是从事煤矿开采活动并在当地开展发电业务的中国电力企业，另一类是从事煤矿开采和出口贸易业务的中国煤炭矿业企业。
二、印尼煤炭和电力行业的法律法规和有关政策
（一）印尼的煤炭和电力行业的法律法规
与印尼煤炭和电力行业有关的法律法规包括：《矿产和煤炭矿业法2009》、《矿产和煤炭矿业法修正案2020》、《能源法2007》、《环保法2009》、《投资法2007》、《电力法2009》、《创造就业法2020》、《税收协调法2021》、《印尼政府关于供电业务活动的2012年GR14号条例PP14/2012》（经PP23/2014修改）、《印尼政府关于电力支持服务的2012年GR62号条例PP62/2012》、《印尼政府关于国家能源政策的2014年GR79号条例PP79/2014》（NEP）、《印尼政府关于所得税激励的2019年GR78号条例PP78/2019》、《印尼政府关于能源和矿产资源部门的实施的2021年GR25号条例PP25/2021》、《印尼政府关于矿产和煤炭开采业务活动实施的2021年GR96号条例PP96/2021》、《印尼政府关于煤炭开采业务部门的税收和非税收入处理的2022年GR15号条例PP15/2022》、《印尼总统关于国家能源总体规划的2017年第22号条例PP22/2017》（RUEN）、《能矿部关于电力业务许可程序的2013年第35号规章PM35/2013》、《能矿部关于电力购买协议的2017年第10号规章PM10/2017》（经PM49/2017、PM10/2018修订）、《能矿部关于利用可再生能源提供电力的2017 年第 50 号规章PM50/2017》（经PM53/2018、PM4/2020修订）、《财政部关于进口关税和增值税减免的2019年第217号部长规章PM217/2019》、《能矿部关于矿产和煤炭开采业务活动区域授予、许可和报告程序的规章PM7/2020》（经PM16/2021修订）、《能矿部关于国家和地区电力发展总体规划的2021年第8号规章》（RUKN）、《能矿部关于批准国家电力公司2021-2030年电力供应计划的决定KM188/2021》（RUPTL）、《能矿部关于满足国内煤炭市场需求的2021年第139号决定KM139/2021》等。
（二）印尼的煤炭行业政策要点
1. 印尼煤矿的开采许可制度
印尼政府于2009年颁布的《矿产和煤炭矿业法》确立了矿业权许可证（IUP）制度，在此之前煤矿的开采许可主要是矿业企业作为承包商与印尼能矿部签订的煤矿合作生产协议（PKB2B）。因此，目前印尼国内有效的煤矿开采许可分为煤矿矿业权许可（IUP）和煤矿合作生产协议（PKP2B）两种。根据能矿部的统计，IUP大约有1200个，其中大部分为煤矿生产许可证（IUP-OP），只有少量的煤矿勘探许可证（IUP-E）；PKP2B现存不到70个。
根据《印尼政府关于矿产和煤炭开采业务活动实施的2021年GR96号条例PP96/2021》及有关规定，勘探阶段煤矿矿区的最大面积为5万公顷，生产阶段煤矿矿区的最大面积将减少到1万5千公顷；煤矿的勘探许可证（IUP-E）的最长有效期限为7年，不可延续，煤矿的生产许可证（IUP-OP）的最长有效期为20年，可延续2次，每次10年，持有人应至少在许可证到期1年内提出延续申请。根据2020年《矿产和煤炭矿业法修正案》的规定，煤矿的矿业权许可证的颁发由能矿部负责实施，能矿部也可授权其它单位代为颁发。煤矿合同生产协议（PKP2B）不受《矿产和煤炭矿业法》中有关矿业权证规定的约束，赋予矿业公司勘探、生产、运输和存储矿产品的全部权利，煤矿合同生产协议的合同有效期为30年，并可以延续。另外，2020年颁布实施的《创造就业法》进一步加强了中央政府对采矿活动的管理权。根据《创造就业法》的规定，矿业公司在林区从事采矿活动，不再需要地方政府颁发的林区借用许可，而只需与中央政府达成协议即可，并且中央政府批准此项协议不再需要取得国会的授权。
2. 印尼煤炭的价格制度
印尼煤炭有三种销售价格，分别是坑口电厂煤炭价格、国内煤炭价格和煤炭基准价格。其中坑口电厂煤炭价格是指煤炭生产企业与燃煤电厂之间的煤炭供应合同价格，由煤炭生产成本加上15~25%的毛利组成，具体定价机制规定在《能矿部关于坑口电厂煤炭供应和定价程序的2016年第9号规章PM9/2016》中。国内煤炭价格受《印尼政府关于矿产和煤炭开采的2010年GR23号条例的第五修正案PP8/2018》的约束，由能矿部在充分考虑公共利益的前提下确定。煤炭基准价格即煤炭出口价格，也是印尼政府计算煤炭生产企业特许权使用费的参考价格，通常以能矿部决定的形式按月发布，《能矿部关于2022年5月金属矿产和煤炭参考价格的第135号决定KM135/2022》公布了最新的煤炭基准价格。
3. 印尼煤炭企业的税费制度
《印尼政府关于煤炭开采业务部门的税收和非税收入处理的2022年GR15号条例PP15/2022》规定了煤炭生产企业需要交纳增值税和特许权使用费等税费的义务。2020年颁布的《创造就业法》将煤炭从国内免征增值税的产品名单中删除，因此，煤炭生产企业需要就其国内煤炭产品销售活动缴纳10%增值税，而用于出口的煤炭仍将免征增值税。根据2021年颁布的《税收协调法》，增值税税率于2022年4月1日起由10%提高到11%，且印尼政府计划在2025年将增值税税率提高到12%。
根据《矿产和煤炭矿业法》的规定，煤炭采矿证（IUP/IUPK）持有人负有支付特许权使用费的义务，支付比例在煤炭售价的2~7%之间。《创造就业法》以及《印尼政府关于能源和矿产资源部门的实施的2021年GR25号条例PP25/2021》免除了从事煤矿增值活动的企业（IUP-OP、IUPK-OP持有企业）的特许权使用费义务，将费率降为0。特许权使用费具体规定在《能矿部关于矿产和煤炭开采活动中特许权使用费缴纳和调整指南的2022年第18号决定KM18/2022》中。
4. 印尼煤炭企业的国内市场义务（DMO）
面对印尼国内电力供应日益紧缺的现状，印尼政府通过能矿部长决定的形式规定了煤炭生产企业的国内市场义务（Domestic Market Obligation, 简称DMO）。《能矿部关于满足国内煤炭市场需求的2021年第139号决定KM139/2021》规定印尼国内的煤炭生产企业必须将一定比例（至少25%）的煤炭开采产量以最高不超过70美元/吨的价格在印尼国内销售用以满足国内需求。由于这一价格远低于国际市场价格，因此许多煤炭企业基于经济利益的考量而怠于满足政府的要求，特别是近年来国际市场煤炭价格暴涨，印尼的煤炭企业的大部分利润来自于出口业务，导致很多企业更加不愿意以低价供应印尼国内需求。虽然印尼能矿部每年都会出台新的DMO，但该政策却一直被众多煤炭企业强烈反对。
（三）印尼的电力行业政策要点
1. 印尼电力行业的规划
印尼政府于2014年颁布了《印尼政府关于国家能源政策的2014年GR79号条例PP79/2014》，即国家能源政策（National Energy Policy，NEP），明确了印尼电力供应和使用的总目标，是2014~2050年印尼国家能源管理的指南。在此基础上，印尼政府制定了三个电力规划：一是依据NEP制定的《印尼总统关于国家能源总体规划的2017年第22号条例PP22/2017》，即国家能源总体计划（Rencana Umum Energi Nasional, RUEN），由总统发布；二是由能矿部依据NEP制定的《能矿部关于国家和地区电力发展总体规划的2021年第8号规章PM8/2021》，即国家电力发展总体计划（Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional， RUKN）；三是印尼国家电力公司（PLN）依据RUKN制定的《2021 ~2030 年电力供应商业计划计划》（Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，RUTL），由能矿部批准。
2. 印尼电力行业的管理部门和市场主体
根据《电力法》及有关规定，印尼的电力行业管理的部门主要有四个：一是国家电力公司（PLN），负责对全国电力行业具体业务进行管理；二是能矿部，负责制定电力行业政策和发展规划、批准电价等；三是财政部，负责分配电力补贴，安排融资和贷款资金等；四是地方政府，负责颁发所在地相应的电力执照。印尼的市场电力价格由政府所主导，消费者支付的电费水平低于成本，政府每年以财政预算的形式对PLN进行补贴，因此印尼政府承担了较大的财政压力。由于自有资金有限，印尼政府鼓励私营企业和外资企业投资电力行业，特别是作为独立发电商（IPP）建设私营电厂。根据《关于投资业务领域的2021年第10号总统条例》项下的正面投资清单制度，IPP中外国投资者持股比例从原来的限制持股放宽到可以100%持股。此外，外商投资印尼电力行业还需经过印尼投资协调委员会（BKPM）的审批。
印尼的电力行业有三类参与主体：一是以印尼国家电力公司（PLN）为代表的国有公司，垄断了发电、输电、配电和售电业务，占有较高的市场份额。二是独立发电商（IPP），该类主体是以发电业务为营利手段的私营企业，需要取得电力供应执照（IUPTL），并且只能与PLN签订电力采购协议，将电力出售给PLN。三是私营电力公用事业公司（PPU），专指工业区自用发电或供电给工业区承租户的企业，可经营发电、输配电与售电等综合电力业务。PPU同样也需取得IUPTL，所发的电可以自用或出售给PLN。
3. 电力许可、电力价格和电力销售
根据《能矿部关于电力业务许可程序的2013年第35号规章PM35/2013》，印尼的电力许可分为电力供应许可（IUPL）、电力供应临时许可（IUPL Sementara）、电力支持服务经营许可（IUJPTL）等。其中IUPL Sementara 的有效期为2年，可以延续一次，投资者在取得IUPL Sementara并顺利开展投资计划之后可以申请IUPL。IUPL最长期限为30年，可以延续，投资者必须每半年向政府提交业务活动报告。IUJPTL的有效期为5年并可以延续。
印尼的电力价格分为电力基准价格和电力市场价格两种。其中电力基准价格是国家电力公司（PLN）与独立发电商（IPP）之间的电力购买协议（PPA）中的电力价格，由能矿部依据发电成本制定。电力市场价格是终端消费者的电力购买价格，一般为浮动价格，电力市场价格实际上低于平均发电成本，因此高度依赖政府补贴。
在电力销售方面，印尼国家电力公司（PLN）可向终端消费者直接销售电力，独立发电商（IPP）虽然持有电力许可，却只能以PPA协议的形式将电力出售给PLN公司，而不能直接向终端消费者供应电力。
4. 电力购买协议（PPA）
电力购买协议（PPA）是印尼国家电力公司（PLN）与独立发电商（IPP）之间签订的关于电力供应的购买协议，电力供应的价格须经印尼能矿部的批准。PPA是PLN与IPP签署的一揽子协议中的核心协议，涉及到的关联方有东道国政府及电力监管部门、输电公司、贷款机构、项目建设方、项目运营方、煤炭燃料供应方等，涉及到的关联协议有EPC协议、运营维护（O&M）协议、燃料供应协议、电网接入协议、贷款协议、担保协议等。PPA一般由PLN负责起草，其条款大致可以分为常规条款、财务条款、技术条款、风险分配条款、违约和终止条款等几类。PPA中的电力价格通常采用两部式电价模式，即容量电价与电量电价，其中容量电价采用照付不议原则（take or pay），可以保障作为售电方的IPP有一个稳定的现金流用以偿还贷款、缴纳税费、覆盖运营成本以及取得收益；电量电价是作为购电方的PLN在调配电网电力的情况下才有义务支付的电费。
印尼国家电力公司（PLN）与独立发电商（IPP）之间的电力购买协议（PPA）的合同权利和义务具体规定在了《能矿部关于电力购买协议的2017年第10号规章PM10/2017》（经PM49/2017、PM10/2018修订）中。该规章还制定了PPA的惩罚和激励制度，如果协议的任何一方未能履行合同义务，则需向对方支付罚金；如果PLN要求IPP履行PPA条款以外的义务，则IPP有获得激励的权利。在PPA争议解决方面，该规章引入了“友好协商—专家决定—仲裁解决”的多层次争议解决规则，争议双方可以选择包括根据《联合国国际贸易法委员会仲裁规则》设立的印度尼西亚国家仲裁委员会（BANI）或其它仲裁机构进行仲裁。关于IPP建设的电力设施方面，该规章规定了“建造-拥有-运营-转让”（BOOT）的业务方案，即在PPA到期后，IPP必须将其建造的电力设施转让给PLN。此外，该规章还引入了新的风险承担和分配方案，将原来在供电过程中由PLN承担大部分风险的规定变更为由PLN和IPP双方共同承担。
三、中国企业投资印尼煤电行业的一般流程
印尼的煤炭资源丰富，但其国内电力供应严重不足，电力需求存在巨大缺口，无论是在印尼从事煤炭开发和贸易方面，还是从事电力建设方面，对中国企业来说都存在着巨大的投资机会。根据《2021~2030年国家电力发展规划》（RUPTL），未来10年内印尼的电力消费人数将增加1690万人，电力装机将新增56.4GW，印尼电力市场需要独立发电商（IPP）的投资超过1000亿美元以上。中国企业在印尼已经有众多的煤电项目成功落地，在煤电项目开发模式、运营管理等方面都有着比较成熟的经验，中国企业作为IPP与国家电力公司（PLN）签订的电力购买协议（PPA）已经被中国国内的信保公司和融资担保机构所认可。
中国企业投资印尼的煤电行业，首先应当满足印尼《公司法》、《投资法》等有关法律法规中对外商投资的金额、股东等方面的一般要求，并获得印尼投资协调委员会（BKPM）的批准；其次应当满足印尼《矿产和煤炭矿业法》、《矿产和煤炭矿业法修正案》等法律法规中对外商投资印尼矿业领域的要求，获得印尼能矿部的审批通过并取得相应的矿业许可权证，还应当注意审查矿区是否与林区或其它矿区重叠，并取得矿区内的土地使用权；最后，应当满足印尼《电力法》、《印尼政府关于电力商业服务的2012年GR14号条例》、《能矿部关于电力业务许可程序的2013年第35号部长规章》等法律法规对于外商投资印尼电力行业的要求，并获得印尼能矿部的批准。在获得电力供应业务暂时许可证（Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Sementara，IUPTL Sementara）之前，投资者应当按照《环保法》及相关法规的要求向环保部门提交环境影响分析（AMDAL）、环境管理-环境监控（UKL-UPL）以及环境管理声明书（SPPL）三种报告， 2020年颁布的《创造就业法》将颁发环境许可的权限收归中央政府并取消了环境许可证制度，且不再要求企业出具单独的SPPL。《创造就业法》也对外商投资电力领域的业务许可要求做了修改，供电及有关电力服务的许可证将由中央政府统一颁发。对于已获得IUPL Sementara许可证并按照要求开展投资计划的投资者，可以申请获得正式的电力供应业务许可证（Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，IUPTL），有效期为30年，需要每半年向电力部门提交业务报告。
四、中国企业投资印尼煤电行业的风险及应对策略
随着“走出去”步伐的加速，中国企业海外投资面临的风险愈加多元化、复杂化。中国企业投资印尼煤电行业，除了需要面临政府行政效率低、征地拆迁困难、劳务输入困难以及基础设施落后等固有风险以外，还需要特别注意煤电项目投资的政治法律风险、建设管理风险、煤炭资源风险、能源替代风险、电力购买协议风险以及ESG（环境、社会责任和公司治理）风险。
（一）政治法律风险
中国企业投资印尼煤电项目的政治法律风险主要包括政治风险和法律变化风险，其中政治风险是指中央和地方政府之间存在利益冲突和斗争而导致的低效的决策效率的风险，地方政府在煤电项目的选址审批、土地征收以及环评等方面有一定的自主权，而中央政府则一直试图将这些权利收回。法律变化风险是指，煤炭行业和电力行业目前都是印尼的限制性投资行业，由于煤电项目的运营期长达数十年，期间投资东道国有关矿业、电力、环保标准等方面的法律法规会发生变化，因此会导致电力项目运营成本增加或项目收益率降低的风险，例如印尼能矿部每年都会发布煤炭企业国内市场义务（DMO）的部长决定，印尼国家电力公司（PLN）每年也会发布新的《电力发展计划》（RUPTL）。
中国企业在应对煤电项目投资的政治法律风险时，应当在投资前做好充分调研和合理规划，在项目投资和经营决策过程中聘请专业化的律师团队开展法律尽职调查工作，避免一拥而上的非理性投资，同时也要时刻对该国的政治风险保持警惕。
（二）项目建设和管理风险
中国企业投资印尼煤电项目的项目建设风险包括技术标准风险和设备风险。其中技术标准风险是指中国和印尼两国因在设计标准、建设标准和环境标准等方面的差异而导致在项目设计、施工和验收方面存在问题的风险；设备风险是指海外煤电项目对煤炭处理设备要求比较严格，一旦出现失误会承担较高选择成本的风险。
煤电项目的管理风险包括人力资源风险、财务管理风险和采购与物流风险。人力资源风险是指因宗教信仰、文化背景和职业理念等因素的影响，导致的中方管理层和印尼方员工的沟通交流不畅，工作效率下降等风险；财务风险是指煤电项目因其投入大和周期长等特性而往往需要垫资，由此产生的回款风险，另外煤电项目目前在融资和税收方面也存在的一些限制，例如会享受不到相关的优惠支持；采购与物流风险是指由于印尼的工业基础比较薄弱，特别是在电力缺口比较大的苏门答腊岛和加里曼丹岛，满足煤电项目所需的配套设备需要从国内购买并在海关履行复杂的通关手续，因此会面临项目工期延长、投资增加等风险。
针对煤电项目的项目建设风险，中国企业应当加强与印尼政府、印尼国家电力公司（PLN）的沟通协调，使项目建设标准符合国际和印尼本国的各项规范、要求；针对人力资源风险应当践行本土化策略，中国企业加强印尼籍员工的培养和使用；针对财务风险，中国企业应当拓宽融资渠道，可以尝试鼓励政府利用出口退税的形式来偿还中国企业垫付资金。
（三）煤炭资源风险
企业投资印尼煤电行业的煤炭资源风险是影响下游电力行业的基础性风险，主要是指煤炭资源本身的风险和煤炭资源供给的风险。煤炭资源本身的风险包括煤炭储量、煤炭质量、煤层条件、构造因素、围岩条件、水文瓦斯、安全开采等方面的风险；煤炭资源的供应风险是指煤矿因为不能维持稳定的产量来保障燃煤电站的燃料供应而产生的风险，还包括煤炭在陆路运输和长途海运过程中面临的货损风险和煤炭市场价格变动的风险。
针对煤炭资源本身的风险，投资者应当做好前期的资源勘查核实工作，为后续的投资并购打好基础了针对煤炭资源的供应风险，投资者应当提高煤炭资源的周转效率，缩短煤炭运输的在途时间，可以重点关注和投资印尼煤炭资源丰富但电力缺口较大的地区，如加里曼丹岛和苏门答腊岛等地的坑口燃煤电站的建设开发。
（四）能源替代风险
“双碳目标”的推进和新能源成本的持续下降使煤电项目面临着被替代的风险。全球减排目标将会导致煤炭的使用率降低，加上新型可再生能源（风能、太阳能、地热能、生物质能等）的发电成本越来越低廉，未来的能源政策将向可再生能源进一步倾斜。印尼政府曾表示未来将会重点发展清洁高效的煤电机组，并承诺将提高新能源使用率来减少碳排放。根据《印尼政府关于国家能源政策的2014年GR79号条例PP79/2014》的规定，印尼计划到2025年将新能源和可再生能源的使用率提高到23%，到2050年提高到31%。印尼政府于2021年颁布的《税收协调法》开始对燃煤电厂征收30印尼盾每公斤碳当量的有限碳税。根据《能矿部关于利用可再生能源提供电力的2017年第50号规章PM50/2017》（经PM53/2018、PM4/2020修订）的规定，印尼政府引入新的电价制度以鼓励发电厂使用可再生能源，并且可享有税收优惠和减免，相关税收优惠和减免政策具体规定在《印尼政府关于所得税激励的2019年GR78号条例PP78/2019》和《财政部关于进口关税和增值税减免的2019年第217号部长规章PM217/2019》中。
针对煤炭作为能源供应的被替代风险，虽然在“双碳目标”的大背景下印尼政府曾对减少煤炭使用、发展清洁能源方面做过若干承诺，但面对贸易摩擦、局部战争和新冠疫情的冲击导致全球能源供应格局局部失衡的现实，以及印尼本国相对过剩的煤炭资源禀赋，煤炭作为主要能源供应来源被取代将会是一个漫长和反复的过程。特别是在印尼疫情缓解和《创造就业法》鼓励外商投资的当下，投资者应当把握合适的时机，发展和建设高效清洁煤电机组。
（五）电力购买协议（PPA）中的风险
电力购买协议（PPA）是投资者作为独立发电商（IPP）与印尼国家电力公司（PLN）签订的电力购销协议，是IPP与PLN一揽子协议中的核心协议，PPA风险包括支付风险、通货膨胀风险、价格风险、汇率风险等。。在PPA中PLN作为购电方需要长期稳定地向投资者支付电费，而购电方的偿债能力和信用水平存在着不确定性，投资者因此面临着费用支付风险；虽然PPA中有关于通货膨胀的调价机制，但一般是针对电力项目的运营期而言，对于建设期较长的电力项目仍存在着通货膨胀的风险；煤电项目中的煤炭价格作为发电成本会影响到PPA中的电力价格，投资者因此面临着燃料价格变动的风险；作为海外的电力建设项目，其产生的费用和收益的结算货币均是印尼盾，特别是PPA中关于电力两部式电价中的浮动电价部分存在着更大的不确定性，投资者因此可能会面临汇率风险。
针对PPA中的法律变更风险，投资者可以向国际投资担保机构投保以转移和缓释有关风险；针对购电方的支付风险，投资者可以要求投资东道国政府提供支付担保；针对PPA中的通货膨胀风险，投资者可以与购电方事先在协议中约定建设期的调价机制；针对煤炭燃料价格变动的风险，投资者可以运用穿透原则将价格变动的影响体现在电力价格之上，使燃料成本增加的风险最终由购电方所承担；对于印尼盾的汇率浮动风险，投资者可以使用汇率掉期和互换等金融衍生工具来进行缓释和规避。
（六）ESG风险
ESG风险是指投资者在投资过程中面临的环境（Environmental）、社会责任（Social Responsibility）和公司治理（Corporate Governance）的风险。对于海外投资而言，越来越多的投资者开始把ESG风险纳入企业发展战略和商业决策体系。在以往的海外投资过程中，投资者通常比较关注项目投资中前期的尽职调查、交易结构设计、资产交割等方面存在的风险，而对于项目后期的环境保护、经营管理、文化冲突、社区关系等方面的风险重视不足。作为投入资金大、持续周期长的矿业投资和电力投资项目，特别是在矿山开发和电力生产的过程中，会不可避免地对周边生态环境造成扰动，处理不当还可能造成社区关系紧张等问题，因此投资者更应该重视煤电项目投资过程中的ESG风险。
针对中国企业投资印尼煤电行业的ESG风险，投资者首先应当加强投资合规管理，不仅要遵守印尼法律法规、监管政策和企业内部管理规范等“硬规则”，还要重视国际非政府组织倡议、行业准则和道德规范等“软规则”；其次，投资者应当践行“投身印尼、服务印尼”的责任投资理念，兼顾各方利益，做到发展成果与当地员工、居民、社区和非政府组织共享；最后，投资者应当加强海外ESG信息披露，定期发布社会责任投资报告，主动利用媒体并引导社会舆论导向，积极回应各方利益关切。
印尼的煤炭资源过剩，电力需求存在巨大缺口，因此燃煤发电仍然是印尼的主要能源供应来源。印尼的煤电行业对中国企业来说是一个重要的投资领域，但煤电行业因其自身投入高、周期长、不确定因素多等特性而存在着许多复杂风险。对中国企业投资印尼煤电行业的重点法律问题进行分析，梳理出关键风险点，能够有效提高企业投资并购成功率。为此，我们建议，在中国企业投资印尼煤电行业的过程中，应当选择精通跨境投资并购业务和熟悉印尼本土法律法规政策的专业化团队进行法律尽职调查，总结出煤电项目投资的关键要点，为投资过程中存在的风险点提供风险控制、转移、缓释和规避等专业化的法律意见，为煤电投资项目的顺利实施保驾护航。
引言：近年来国际能源供应形势复杂多变，煤炭价格持续走高，2022年初印尼政府曾宣布煤矿出口禁令，引起国际社会普遍关注。煤炭和电力行业是我国企业投资印尼的重要领域，一方面，印尼是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，每年向我国出口大量的动力煤，与我国在能源供应方面形成良好的互补关系；另一方面，印尼的电力设施等基础设施缺口很大，已成为我国电力行业“走出去”重要的投资东道国之一。随着印尼煤炭和电力行业的法律法规的不断完善，为中国企业投资印尼的煤电行业提供了良好契机。
一、印尼的煤炭和电力行业现状
印尼煤炭资源非常丰富，已探明煤炭资源储量位居世界第六位，主要分布在苏门答腊岛中南部和加里曼丹岛中东部和南部。印尼煤矿多为露天矿，开采条件较好，煤炭具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发等特性，类型以褐煤和次烟煤为主，主要是用作火力发电使用的动力煤，但印尼本国对煤炭资源的消耗有限，因此煤炭出口量连年位居世界第一。中国是印尼煤炭最大的进口国，印尼动力煤占中国煤炭进口总量的60%以上。
印尼通过燃煤发电提供了印尼全国总发电量的60%，因此燃煤发电是印尼最重要的能源来源。印尼国土的群岛地理特征使得电网互联程度较低，呈现出分布式结构，至今未能建立联通全国的电力网络，多数岛屿间缺乏电网相联，甚至部分地区电力常常供应不足，因此在电力建设方面仍有较大潜力和空间。此外，加里曼丹岛和苏门答腊岛也是未来印尼国家规划中重点发展的两大经济走廊，其定位分别是“天然资源生产和加工中心兼国家能源储备中心”和“矿业和能源储备生产和加工中心”，随着印尼从雅加达迁都至加里曼丹岛东部的“迁都计划”和2019年4120亿美元“国家重建计划”（其中700亿美元将用于电力建设）的推进，该地区的基建和能源需求会进一步加大。
煤炭和电力行业是中国企业投资印尼的重要业务领域，中国企业在印尼煤电投资中也取得了积极成效。目前在印尼投资煤电行业的中资企业主要可分为两类：一类是从事煤矿开采活动并在当地开展发电业务的中国电力企业，另一类是从事煤矿开采和出口贸易业务的中国煤炭矿业企业。
二、印尼煤炭和电力行业的法律法规和有关政策
（一）印尼的煤炭和电力行业的法律法规
与印尼煤炭和电力行业有关的法律法规包括：《矿产和煤炭矿业法2009》、《矿产和煤炭矿业法修正案2020》、《能源法2007》、《环保法2009》、《投资法2007》、《电力法2009》、《创造就业法2020》、《税收协调法2021》、《印尼政府关于供电业务活动的2012年GR14号条例PP14/2012》（经PP23/2014修改）、《印尼政府关于电力支持服务的2012年GR62号条例PP62/2012》、《印尼政府关于国家能源政策的2014年GR79号条例PP79/2014》（NEP）、《印尼政府关于所得税激励的2019年GR78号条例PP78/2019》、《印尼政府关于能源和矿产资源部门的实施的2021年GR25号条例PP25/2021》、《印尼政府关于矿产和煤炭开采业务活动实施的2021年GR96号条例PP96/2021》、《印尼政府关于煤炭开采业务部门的税收和非税收入处理的2022年GR15号条例PP15/2022》、《印尼总统关于国家能源总体规划的2017年第22号条例PP22/2017》（RUEN）、《能矿部关于电力业务许可程序的2013年第35号规章PM35/2013》、《能矿部关于电力购买协议的2017年第10号规章PM10/2017》（经PM49/2017、PM10/2018修订）、《能矿部关于利用可再生能源提供电力的2017 年第 50 号规章PM50/2017》（经PM53/2018、PM4/2020修订）、《财政部关于进口关税和增值税减免的2019年第217号部长规章PM217/2019》、《能矿部关于矿产和煤炭开采业务活动区域授予、许可和报告程序的规章PM7/2020》（经PM16/2021修订）、《能矿部关于国家和地区电力发展总体规划的2021年第8号规章》（RUKN）、《能矿部关于批准国家电力公司2021-2030年电力供应计划的决定KM188/2021》（RUPTL）、《能矿部关于满足国内煤炭市场需求的2021年第139号决定KM139/2021》等。
（二）印尼的煤炭行业政策要点
1. 印尼煤矿的开采许可制度
印尼政府于2009年颁布的《矿产和煤炭矿业法》确立了矿业权许可证（IUP）制度，在此之前煤矿的开采许可主要是矿业企业作为承包商与印尼能矿部签订的煤矿合作生产协议（PKB2B）。因此，目前印尼国内有效的煤矿开采许可分为煤矿矿业权许可（IUP）和煤矿合作生产协议（PKP2B）两种。根据能矿部的统计，IUP大约有1200个，其中大部分为煤矿生产许可证（IUP-OP），只有少量的煤矿勘探许可证（IUP-E）；PKP2B现存不到70个。
根据《印尼政府关于矿产和煤炭开采业务活动实施的2021年GR96号条例PP96/2021》及有关规定，勘探阶段煤矿矿区的最大面积为5万公顷，生产阶段煤矿矿区的最大面积将减少到1万5千公顷；煤矿的勘探许可证（IUP-E）的最长有效期限为7年，不可延续，煤矿的生产许可证（IUP-OP）的最长有效期为20年，可延续2次，每次10年，持有人应至少在许可证到期1年内提出延续申请。根据2020年《矿产和煤炭矿业法修正案》的规定，煤矿的矿业权许可证的颁发由能矿部负责实施，能矿部也可授权其它单位代为颁发。煤矿合同生产协议（PKP2B）不受《矿产和煤炭矿业法》中有关矿业权证规定的约束，赋予矿业公司勘探、生产、运输和存储矿产品的全部权利，煤矿合同生产协议的合同有效期为30年，并可以延续。另外，2020年颁布实施的《创造就业法》进一步加强了中央政府对采矿活动的管理权。根据《创造就业法》的规定，矿业公司在林区从事采矿活动，不再需要地方政府颁发的林区借用许可，而只需与中央政府达成协议即可，并且中央政府批准此项协议不再需要取得国会的授权。
2. 印尼煤炭的价格制度
印尼煤炭有三种销售价格，分别是坑口电厂煤炭价格、国内煤炭价格和煤炭基准价格。其中坑口电厂煤炭价格是指煤炭生产企业与燃煤电厂之间的煤炭供应合同价格，由煤炭生产成本加上15~25%的毛利组成，具体定价机制规定在《能矿部关于坑口电厂煤炭供应和定价程序的2016年第9号规章PM9/2016》中。国内煤炭价格受《印尼政府关于矿产和煤炭开采的2010年GR23号条例的第五修正案PP8/2018》的约束，由能矿部在充分考虑公共利益的前提下确定。煤炭基准价格即煤炭出口价格，也是印尼政府计算煤炭生产企业特许权使用费的参考价格，通常以能矿部决定的形式按月发布，《能矿部关于2022年5月金属矿产和煤炭参考价格的第135号决定KM135/2022》公布了最新的煤炭基准价格。
3. 印尼煤炭企业的税费制度
《印尼政府关于煤炭开采业务部门的税收和非税收入处理的2022年GR15号条例PP15/2022》规定了煤炭生产企业需要交纳增值税和特许权使用费等税费的义务。2020年颁布的《创造就业法》将煤炭从国内免征增值税的产品名单中删除，因此，煤炭生产企业需要就其国内煤炭产品销售活动缴纳10%增值税，而用于出口的煤炭仍将免征增值税。根据2021年颁布的《税收协调法》，增值税税率于2022年4月1日起由10%提高到11%，且印尼政府计划在2025年将增值税税率提高到12%。
根据《矿产和煤炭矿业法》的规定，煤炭采矿证（IUP/IUPK）持有人负有支付特许权使用费的义务，支付比例在煤炭售价的2~7%之间。《创造就业法》以及《印尼政府关于能源和矿产资源部门的实施的2021年GR25号条例PP25/2021》免除了从事煤矿增值活动的企业（IUP-OP、IUPK-OP持有企业）的特许权使用费义务，将费率降为0。特许权使用费具体规定在《能矿部关于矿产和煤炭开采活动中特许权使用费缴纳和调整指南的2022年第18号决定KM18/2022》中。
4. 印尼煤炭企业的国内市场义务（DMO）
面对印尼国内电力供应日益紧缺的现状，印尼政府通过能矿部长决定的形式规定了煤炭生产企业的国内市场义务（Domestic Market Obligation, 简称DMO）。《能矿部关于满足国内煤炭市场需求的2021年第139号决定KM139/2021》规定印尼国内的煤炭生产企业必须将一定比例（至少25%）的煤炭开采产量以最高不超过70美元/吨的价格在印尼国内销售用以满足国内需求。由于这一价格远低于国际市场价格，因此许多煤炭企业基于经济利益的考量而怠于满足政府的要求，特别是近年来国际市场煤炭价格暴涨，印尼的煤炭企业的大部分利润来自于出口业务，导致很多企业更加不愿意以低价供应印尼国内需求。虽然印尼能矿部每年都会出台新的DMO，但该政策却一直被众多煤炭企业强烈反对。
（三）印尼的电力行业政策要点
1. 印尼电力行业的规划
印尼政府于2014年颁布了《印尼政府关于国家能源政策的2014年GR79号条例PP79/2014》，即国家能源政策（National Energy Policy，NEP），明确了印尼电力供应和使用的总目标，是2014~2050年印尼国家能源管理的指南。在此基础上，印尼政府制定了三个电力规划：一是依据NEP制定的《印尼总统关于国家能源总体规划的2017年第22号条例PP22/2017》，即国家能源总体计划（Rencana Umum Energi Nasional, RUEN），由总统发布；二是由能矿部依据NEP制定的《能矿部关于国家和地区电力发展总体规划的2021年第8号规章PM8/2021》，即国家电力发展总体计划（Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional， RUKN）；三是印尼国家电力公司（PLN）依据RUKN制定的《2021 ~2030 年电力供应商业计划计划》（Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，RUTL），由能矿部批准。
2. 印尼电力行业的管理部门和市场主体
根据《电力法》及有关规定，印尼的电力行业管理的部门主要有四个：一是国家电力公司（PLN），负责对全国电力行业具体业务进行管理；二是能矿部，负责制定电力行业政策和发展规划、批准电价等；三是财政部，负责分配电力补贴，安排融资和贷款资金等；四是地方政府，负责颁发所在地相应的电力执照。印尼的市场电力价格由政府所主导，消费者支付的电费水平低于成本，政府每年以财政预算的形式对PLN进行补贴，因此印尼政府承担了较大的财政压力。由于自有资金有限，印尼政府鼓励私营企业和外资企业投资电力行业，特别是作为独立发电商（IPP）建设私营电厂。根据《关于投资业务领域的2021年第10号总统条例》项下的正面投资清单制度，IPP中外国投资者持股比例从原来的限制持股放宽到可以100%持股。此外，外商投资印尼电力行业还需经过印尼投资协调委员会（BKPM）的审批。
印尼的电力行业有三类参与主体：一是以印尼国家电力公司（PLN）为代表的国有公司，垄断了发电、输电、配电和售电业务，占有较高的市场份额。二是独立发电商（IPP），该类主体是以发电业务为营利手段的私营企业，需要取得电力供应执照（IUPTL），并且只能与PLN签订电力采购协议，将电力出售给PLN。三是私营电力公用事业公司（PPU），专指工业区自用发电或供电给工业区承租户的企业，可经营发电、输配电与售电等综合电力业务。PPU同样也需取得IUPTL，所发的电可以自用或出售给PLN。
3. 电力许可、电力价格和电力销售
根据《能矿部关于电力业务许可程序的2013年第35号规章PM35/2013》，印尼的电力许可分为电力供应许可（IUPL）、电力供应临时许可（IUPL Sementara）、电力支持服务经营许可（IUJPTL）等。其中IUPL Sementara 的有效期为2年，可以延续一次，投资者在取得IUPL Sementara并顺利开展投资计划之后可以申请IUPL。IUPL最长期限为30年，可以延续，投资者必须每半年向政府提交业务活动报告。IUJPTL的有效期为5年并可以延续。
印尼的电力价格分为电力基准价格和电力市场价格两种。其中电力基准价格是国家电力公司（PLN）与独立发电商（IPP）之间的电力购买协议（PPA）中的电力价格，由能矿部依据发电成本制定。电力市场价格是终端消费者的电力购买价格，一般为浮动价格，电力市场价格实际上低于平均发电成本，因此高度依赖政府补贴。
在电力销售方面，印尼国家电力公司（PLN）可向终端消费者直接销售电力，独立发电商（IPP）虽然持有电力许可，却只能以PPA协议的形式将电力出售给PLN公司，而不能直接向终端消费者供应电力。
4. 电力购买协议（PPA）
电力购买协议（PPA）是印尼国家电力公司（PLN）与独立发电商（IPP）之间签订的关于电力供应的购买协议，电力供应的价格须经印尼能矿部的批准。PPA是PLN与IPP签署的一揽子协议中的核心协议，涉及到的关联方有东道国政府及电力监管部门、输电公司、贷款机构、项目建设方、项目运营方、煤炭燃料供应方等，涉及到的关联协议有EPC协议、运营维护（O&M）协议、燃料供应协议、电网接入协议、贷款协议、担保协议等。PPA一般由PLN负责起草，其条款大致可以分为常规条款、财务条款、技术条款、风险分配条款、违约和终止条款等几类。PPA中的电力价格通常采用两部式电价模式，即容量电价与电量电价，其中容量电价采用照付不议原则（take or pay），可以保障作为售电方的IPP有一个稳定的现金流用以偿还贷款、缴纳税费、覆盖运营成本以及取得收益；电量电价是作为购电方的PLN在调配电网电力的情况下才有义务支付的电费。
印尼国家电力公司（PLN）与独立发电商（IPP）之间的电力购买协议（PPA）的合同权利和义务具体规定在了《能矿部关于电力购买协议的2017年第10号规章PM10/2017》（经PM49/2017、PM10/2018修订）中。该规章还制定了PPA的惩罚和激励制度，如果协议的任何一方未能履行合同义务，则需向对方支付罚金；如果PLN要求IPP履行PPA条款以外的义务，则IPP有获得激励的权利。在PPA争议解决方面，该规章引入了“友好协商—专家决定—仲裁解决”的多层次争议解决规则，争议双方可以选择包括根据《联合国国际贸易法委员会仲裁规则》设立的印度尼西亚国家仲裁委员会（BANI）或其它仲裁机构进行仲裁。关于IPP建设的电力设施方面，该规章规定了“建造-拥有-运营-转让”（BOOT）的业务方案，即在PPA到期后，IPP必须将其建造的电力设施转让给PLN。此外，该规章还引入了新的风险承担和分配方案，将原来在供电过程中由PLN承担大部分风险的规定变更为由PLN和IPP双方共同承担。
三、中国企业投资印尼煤电行业的一般流程
印尼的煤炭资源丰富，但其国内电力供应严重不足，电力需求存在巨大缺口，无论是在印尼从事煤炭开发和贸易方面，还是从事电力建设方面，对中国企业来说都存在着巨大的投资机会。根据《2021~2030年国家电力发展规划》（RUPTL），未来10年内印尼的电力消费人数将增加1690万人，电力装机将新增56.4GW，印尼电力市场需要独立发电商（IPP）的投资超过1000亿美元以上。中国企业在印尼已经有众多的煤电项目成功落地，在煤电项目开发模式、运营管理等方面都有着比较成熟的经验，中国企业作为IPP与国家电力公司（PLN）签订的电力购买协议（PPA）已经被中国国内的信保公司和融资担保机构所认可。
中国企业投资印尼的煤电行业，首先应当满足印尼《公司法》、《投资法》等有关法律法规中对外商投资的金额、股东等方面的一般要求，并获得印尼投资协调委员会（BKPM）的批准；其次应当满足印尼《矿产和煤炭矿业法》、《矿产和煤炭矿业法修正案》等法律法规中对外商投资印尼矿业领域的要求，获得印尼能矿部的审批通过并取得相应的矿业许可权证，还应当注意审查矿区是否与林区或其它矿区重叠，并取得矿区内的土地使用权；最后，应当满足印尼《电力法》、《印尼政府关于电力商业服务的2012年GR14号条例》、《能矿部关于电力业务许可程序的2013年第35号部长规章》等法律法规对于外商投资印尼电力行业的要求，并获得印尼能矿部的批准。在获得电力供应业务暂时许可证（Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Sementara，IUPTL Sementara）之前，投资者应当按照《环保法》及相关法规的要求向环保部门提交环境影响分析（AMDAL）、环境管理-环境监控（UKL-UPL）以及环境管理声明书（SPPL）三种报告， 2020年颁布的《创造就业法》将颁发环境许可的权限收归中央政府并取消了环境许可证制度，且不再要求企业出具单独的SPPL。《创造就业法》也对外商投资电力领域的业务许可要求做了修改，供电及有关电力服务的许可证将由中央政府统一颁发。对于已获得IUPL Sementara许可证并按照要求开展投资计划的投资者，可以申请获得正式的电力供应业务许可证（Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik，IUPTL），有效期为30年，需要每半年向电力部门提交业务报告。
四、中国企业投资印尼煤电行业的风险及应对策略
随着“走出去”步伐的加速，中国企业海外投资面临的风险愈加多元化、复杂化。中国企业投资印尼煤电行业，除了需要面临政府行政效率低、征地拆迁困难、劳务输入困难以及基础设施落后等固有风险以外，还需要特别注意煤电项目投资的政治法律风险、建设管理风险、煤炭资源风险、能源替代风险、电力购买协议风险以及ESG（环境、社会责任和公司治理）风险。
（一）政治法律风险
中国企业投资印尼煤电项目的政治法律风险主要包括政治风险和法律变化风险，其中政治风险是指中央和地方政府之间存在利益冲突和斗争而导致的低效的决策效率的风险，地方政府在煤电项目的选址审批、土地征收以及环评等方面有一定的自主权，而中央政府则一直试图将这些权利收回。法律变化风险是指，煤炭行业和电力行业目前都是印尼的限制性投资行业，由于煤电项目的运营期长达数十年，期间投资东道国有关矿业、电力、环保标准等方面的法律法规会发生变化，因此会导致电力项目运营成本增加或项目收益率降低的风险，例如印尼能矿部每年都会发布煤炭企业国内市场义务（DMO）的部长决定，印尼国家电力公司（PLN）每年也会发布新的《电力发展计划》（RUPTL）。
中国企业在应对煤电项目投资的政治法律风险时，应当在投资前做好充分调研和合理规划，在项目投资和经营决策过程中聘请专业化的律师团队开展法律尽职调查工作，避免一拥而上的非理性投资，同时也要时刻对该国的政治风险保持警惕。
（二）项目建设和管理风险
中国企业投资印尼煤电项目的项目建设风险包括技术标准风险和设备风险。其中技术标准风险是指中国和印尼两国因在设计标准、建设标准和环境标准等方面的差异而导致在项目设计、施工和验收方面存在问题的风险；设备风险是指海外煤电项目对煤炭处理设备要求比较严格，一旦出现失误会承担较高选择成本的风险。
煤电项目的管理风险包括人力资源风险、财务管理风险和采购与物流风险。人力资源风险是指因宗教信仰、文化背景和职业理念等因素的影响，导致的中方管理层和印尼方员工的沟通交流不畅，工作效率下降等风险；财务风险是指煤电项目因其投入大和周期长等特性而往往需要垫资，由此产生的回款风险，另外煤电项目目前在融资和税收方面也存在的一些限制，例如会享受不到相关的优惠支持；采购与物流风险是指由于印尼的工业基础比较薄弱，特别是在电力缺口比较大的苏门答腊岛和加里曼丹岛，满足煤电项目所需的配套设备需要从国内购买并在海关履行复杂的通关手续，因此会面临项目工期延长、投资增加等风险。
针对煤电项目的项目建设风险，中国企业应当加强与印尼政府、印尼国家电力公司（PLN）的沟通协调，使项目建设标准符合国际和印尼本国的各项规范、要求；针对人力资源风险应当践行本土化策略，中国企业加强印尼籍员工的培养和使用；针对财务风险，中国企业应当拓宽融资渠道，可以尝试鼓励政府利用出口退税的形式来偿还中国企业垫付资金。
（三）煤炭资源风险
企业投资印尼煤电行业的煤炭资源风险是影响下游电力行业的基础性风险，主要是指煤炭资源本身的风险和煤炭资源供给的风险。煤炭资源本身的风险包括煤炭储量、煤炭质量、煤层条件、构造因素、围岩条件、水文瓦斯、安全开采等方面的风险；煤炭资源的供应风险是指煤矿因为不能维持稳定的产量来保障燃煤电站的燃料供应而产生的风险，还包括煤炭在陆路运输和长途海运过程中面临的货损风险和煤炭市场价格变动的风险。
针对煤炭资源本身的风险，投资者应当做好前期的资源勘查核实工作，为后续的投资并购打好基础了针对煤炭资源的供应风险，投资者应当提高煤炭资源的周转效率，缩短煤炭运输的在途时间，可以重点关注和投资印尼煤炭资源丰富但电力缺口较大的地区，如加里曼丹岛和苏门答腊岛等地的坑口燃煤电站的建设开发。
（四）能源替代风险
“双碳目标”的推进和新能源成本的持续下降使煤电项目面临着被替代的风险。全球减排目标将会导致煤炭的使用率降低，加上新型可再生能源（风能、太阳能、地热能、生物质能等）的发电成本越来越低廉，未来的能源政策将向可再生能源进一步倾斜。印尼政府曾表示未来将会重点发展清洁高效的煤电机组，并承诺将提高新能源使用率来减少碳排放。根据《印尼政府关于国家能源政策的2014年GR79号条例PP79/2014》的规定，印尼计划到2025年将新能源和可再生能源的使用率提高到23%，到2050年提高到31%。印尼政府于2021年颁布的《税收协调法》开始对燃煤电厂征收30印尼盾每公斤碳当量的有限碳税。根据《能矿部关于利用可再生能源提供电力的2017年第50号规章PM50/2017》（经PM53/2018、PM4/2020修订）的规定，印尼政府引入新的电价制度以鼓励发电厂使用可再生能源，并且可享有税收优惠和减免，相关税收优惠和减免政策具体规定在《印尼政府关于所得税激励的2019年GR78号条例PP78/2019》和《财政部关于进口关税和增值税减免的2019年第217号部长规章PM217/2019》中。
针对煤炭作为能源供应的被替代风险，虽然在“双碳目标”的大背景下印尼政府曾对减少煤炭使用、发展清洁能源方面做过若干承诺，但面对贸易摩擦、局部战争和新冠疫情的冲击导致全球能源供应格局局部失衡的现实，以及印尼本国相对过剩的煤炭资源禀赋，煤炭作为主要能源供应来源被取代将会是一个漫长和反复的过程。特别是在印尼疫情缓解和《创造就业法》鼓励外商投资的当下，投资者应当把握合适的时机，发展和建设高效清洁煤电机组。
（五）电力购买协议（PPA）中的风险
电力购买协议（PPA）是投资者作为独立发电商（IPP）与印尼国家电力公司（PLN）签订的电力购销协议，是IPP与PLN一揽子协议中的核心协议，PPA风险包括支付风险、通货膨胀风险、价格风险、汇率风险等。。在PPA中PLN作为购电方需要长期稳定地向投资者支付电费，而购电方的偿债能力和信用水平存在着不确定性，投资者因此面临着费用支付风险；虽然PPA中有关于通货膨胀的调价机制，但一般是针对电力项目的运营期而言，对于建设期较长的电力项目仍存在着通货膨胀的风险；煤电项目中的煤炭价格作为发电成本会影响到PPA中的电力价格，投资者因此面临着燃料价格变动的风险；作为海外的电力建设项目，其产生的费用和收益的结算货币均是印尼盾，特别是PPA中关于电力两部式电价中的浮动电价部分存在着更大的不确定性，投资者因此可能会面临汇率风险。
针对PPA中的法律变更风险，投资者可以向国际投资担保机构投保以转移和缓释有关风险；针对购电方的支付风险，投资者可以要求投资东道国政府提供支付担保；针对PPA中的通货膨胀风险，投资者可以与购电方事先在协议中约定建设期的调价机制；针对煤炭燃料价格变动的风险，投资者可以运用穿透原则将价格变动的影响体现在电力价格之上，使燃料成本增加的风险最终由购电方所承担；对于印尼盾的汇率浮动风险，投资者可以使用汇率掉期和互换等金融衍生工具来进行缓释和规避。
（六）ESG风险
ESG风险是指投资者在投资过程中面临的环境（Environmental）、社会责任（Social Responsibility）和公司治理（Corporate Governance）的风险。对于海外投资而言，越来越多的投资者开始把ESG风险纳入企业发展战略和商业决策体系。在以往的海外投资过程中，投资者通常比较关注项目投资中前期的尽职调查、交易结构设计、资产交割等方面存在的风险，而对于项目后期的环境保护、经营管理、文化冲突、社区关系等方面的风险重视不足。作为投入资金大、持续周期长的矿业投资和电力投资项目，特别是在矿山开发和电力生产的过程中，会不可避免地对周边生态环境造成扰动，处理不当还可能造成社区关系紧张等问题，因此投资者更应该重视煤电项目投资过程中的ESG风险。
针对中国企业投资印尼煤电行业的ESG风险，投资者首先应当加强投资合规管理，不仅要遵守印尼法律法规、监管政策和企业内部管理规范等“硬规则”，还要重视国际非政府组织倡议、行业准则和道德规范等“软规则”；其次，投资者应当践行“投身印尼、服务印尼”的责任投资理念，兼顾各方利益，做到发展成果与当地员工、居民、社区和非政府组织共享；最后，投资者应当加强海外ESG信息披露，定期发布社会责任投资报告，主动利用媒体并引导社会舆论导向，积极回应各方利益关切。
印尼的煤炭资源过剩，电力需求存在巨大缺口，因此燃煤发电仍然是印尼的主要能源供应来源。印尼的煤电行业对中国企业来说是一个重要的投资领域，但煤电行业因其自身投入高、周期长、不确定因素多等特性而存在着许多复杂风险。对中国企业投资印尼煤电行业的重点法律问题进行分析，梳理出关键风险点，能够有效提高企业投资并购成功率。为此，我们建议，在中国企业投资印尼煤电行业的过程中，应当选择精通跨境投资并购业务和熟悉印尼本土法律法规政策的专业化团队进行法律尽职调查，总结出煤电项目投资的关键要点，为投资过程中存在的风险点提供风险控制、转移、缓释和规避等专业化的法律意见，为煤电投资项目的顺利实施保驾护航。
