行业投资评级 - 发电行业：增持 (维持) [7] - 废物管理行业：增持 (维持) [7] 核心观点 - 印尼电力短缺本质是电网覆盖不足导致的区域性、结构性缺电，而非全国性电源或电力总量不足 [1][2][14] - 印尼未来终端电价上涨的核心驱动力是能源结构调整带来的发电和系统运行成本提升，而非表观缺电 [1][4][15] - 印尼煤炭作为战略性资源减少出口，从其国内需求快速增长角度看具有合理性 [1][3][12] - 美伊以冲突可能导致印尼缺油，但对其电力供给影响微乎其微 [1][3][13] - 印尼在经济增长与能源转型的博弈中，火电（尤其是自备煤电）新增装机仍不可或缺，火电与新能源需双管齐下 [1][2][12] 印尼电力供需结构性矛盾 - 表观装机过剩但结构性缺电：2023年印尼最高负荷同比大幅增长36%，但全国装机备用率仍高达26%，表观上电力装机充足 [14][16][24]。然而，在苏拉威西和北马鲁古等镍矿、电解铝工业基地，由于国家电力公司（PLN）电网覆盖不足，存在严重的区域性缺电 [14][16][38] - 自备电厂快速增长填补缺口：结构性缺电倒逼工业园区自建煤电。截至2023年底，印尼自备电厂中煤电装机容量达3,125MW，较2021年底增长168% [14][16][41]。自备电厂装机在2022-2024年同比增速分别高达27%、22%、44%，成为整体装机增长的核心驱动力 [38][40] - 高耗能工业驱动电力需求：印尼电力弹性系数高达2左右，GDP增长较大程度依赖高耗能产业 [17]。2024年工业用电量同比增长17%，占总用电量的比例从2020年的43%提升至50% [17][21] 能源转型与火电不可或缺性 - 政策规划中的火电角色：根据RUKN 2025-2060能源规划，2025-2030年为匹配工业用电高增，计划年均新增煤电/气电3.6GW/3.2GW [2][45]。2031-2035年计划累计减少2.2GW煤电，但报告测算该阶段仍需每年新增约3GW煤电，才能保障用电安全及煤电机组合理利用小时数 [2][45][70] - 经济增长与碳中和目标的博弈：印尼面临“2045黄金印尼”愿景（GDP增速目标6%-8%）与“2060净零排放”承诺的根本矛盾 [46][47]。下游冶炼工业需要廉价稳定的基荷电力（目前主要为煤电），而国际协议（如JETP）限制PLN新建煤电，促使工业园区利用政策豁免自建煤电（IUPTLS）[47][48] - 新能源发展计划：印尼计划2025-2035年新增新能源装机约39.1GW，其中风电与光伏比例约为3:7 [2][45]。至2035年，新能源装机占比预计将从2024年底的1%提升至20% [69][70] 煤炭资源与能源安全 - 煤炭内需增长强劲：为满足2025-2035年煤电电量（CAGR 4.4%）、金属冶炼用煤（CAGR 10%）及煤炭出口（CAGR 3%）需求，预计2035年印尼煤炭需求总量将增至12.13亿吨/年 [3][12][72]。以此计算，煤炭静态储采比将从2024年的37年迅速收缩至24年 [3][12] - 煤炭出口政策转向：印尼总统指示所有煤炭生产必须优先满足国内需求，能源部将加强监管以防止在国内需求未满足前出口 [71] - 对外部石油冲突免疫：2024年印尼发电量中83%为煤电和气电（煤炭、天然气自给自足），柴油发电量占比仅2% [3][13][78]。尽管印尼原油和成品油净进口比例高达32%和78%，且主要从中东、新加坡及马来西亚进口，但美伊以冲突导致的缺油对电力供给影响甚微 [3][13][77][78] 电价形成机制与上涨动因 - 电价管制严格，煤电成本有上限：印尼政府对电价管制严格，要求供应给电厂的煤炭有70美元/吨的最高限价（DMO）[4][15][92]。煤电是除水电外最便宜的电源，2024年PLN煤电发电成本为941印尼盾/千瓦时，仅为所有电源加权平均成本的62% [15][88][89] - 终端电价潜在上涨动因：未来电价上涨更可能源于：1) 能源转型导致高成本电源占比提升；2) 不稳定的新能源增加系统运行成本；3) 未来可能的碳排放收费推升煤电成本 [4][15][84]。而非市场认为的表观缺电推动 [4][15] - 当前电价具有国际竞争力：2024年印尼工业电价为6.3美分/千瓦时，显著低于越南（约11.4美分）、印度（约11.2美分）及中国（预计超9美分）的水平，具有较大竞争优势 [92][93] 投资机会 - 电力设备出海：印尼为满足2025-2035年用电量年均复合增长7.5%的目标，预计年均需新增至少3GW以上煤电、2.1GW气电及4.4GW风光装机 [12][96]。推荐有望受益的电力设备供应商哈尔滨电气 [1][5][96] - 垃圾焚烧发电出海：印尼2025年第109号总统令为垃圾焚烧发电设定了全国统一固定电价0.20美元/千瓦时，并由PLN签订30年购电协议，项目全投资内部收益率（IRR）达9.5%，较中国典型项目高3.7个百分点 [5][13][97]。推荐已中标或具备技术出海能力的伟明环保、旺能环境、三峰环境 [1][5][97]