印尼燃煤电厂碳税和碳排放交易机制探析

王凌 中国华电科工集团有限公司海外分公司

1 印尼碳税和碳交易的政治背景

1.1 碳税法规

根据印尼政府颁布《关于协调税收制度的2021.7号法规》（简称“HPP法案”）和关于实施碳经济价值（NEK）的总统条例98/2021，原计划于2022年4月起对燃煤发电行业试点征收碳税，碳税适用于对环境产生负面影响的碳排放征收，征税范围包括一定时期内购买含碳产品或从事的经营活动产生碳排放超过一定数量的个人或企业。

碳税初期仅针对燃煤蒸汽发电厂，原计划于2022年4月1日起以30印尼盾/kg二氧化碳量计算，此项计划后推迟至2022年7月1日，后再因为碳税配套法规尚不完善、印尼经济复苏仍然脆弱、地缘政治局势以及全球能源价格飙升等问题，实施计划二次延缓。目前，具体实施日期还具有较大不确定性。

1.2 碳交易计划

根据印尼碳税路线图中的碳交易计划，印尼碳交易机制将基于碳排放结果进行限额和交易，需建立一个新的交易所。为了机制的运行，印尼政府必须计算和评估每年的温室气体排放水平，为每个行业设定碳排放信用额度，以实现减排目标。目前，印尼金融服务管理局（OJK）和证券交易所（IDX/BEI）正会同环境与林业部（MoEF）、交通部（MoT）、投资协调委员会（BKPM）和财政部（MoF）等相关部门共同协商碳交易举措的实施。碳交易市场预计在2025年开始营运，企业可以在交易所交易其排放许可证（SPE）。

2 印尼碳税和碳交易的指标和方案

2.1 碳税排放限值（PTBAE）

2021年，在一项覆盖32家燃煤电厂（PLTU）的碳税试点中，印尼政府共记录了约100万t的应税碳排放量，旨在评估确定各装机容量PLTU的排放上限（PTBAE）。原计划于2022年4月1日通过“限额和加税”机制对PLTU征收碳税，如果PLTU产生的碳排放量超过规定的PTBAE，则对超额部分征收碳税。原计划经两次延缓后，ESDM在2023年1月关于连接电网的燃煤电厂温室气体排放上限的第一阶段技术批准的第14.K/TL.04/MEM.L/2023号法令中对以上限值做出更新如表1所示。

表1 ESDM最新关于燃煤电厂温室气体排放上限的规定

2.2 碳交易的初步营运方案

根据印尼碳税路线图中的碳交易计划，排放量超过限额的实体需要向排放量低于限额的另一实体购买排放许可证书（SIE）。实体还可以购买减排证书。2022年7月，ESDM对印尼境内的所有从事碳排放的企业提出以下新的要求，如表2所示。

表2 ESDM关于碳交易实施的路径图（部分）

同碳税一样，碳交易的重要指标也是各电厂的排放上限（PTBAE_PU，单位：tCO2e），计算见公式（1）。

可以看出，PTBAE_PU是一个滚动变量，由之前年度的数据计算得出，与上一年排放量成反比，与之前年度平均排放量成正比，如果去年排放量低于标准PTBAE，可以使得当年的PTBAE_PU增加。而且当年的实际排放量低于PTBAE_PU的节余，两年内可以在碳交易市场上交易。当实际排放量超过PTBAE_PU的时候，可以从其他当年排放量低于其PTBAE_PU的电厂或碳市场买购排放权证（SPE），用于抵减超排部分。针对年终结算时还高于PTBAE_PU的部分，需要就超出部分缴纳碳税。

3 CO2排放量计算方法和影响因素研究

3.1 计算方法

目前，印尼参照《2006IPCC国家温室气体清单指南》计算CO2排放。通用方法有IPCC系数法、物料平衡法和直接检测法。

3.1.1 IPCC系数法

IPCC系数法计算见公式（2）。

CO2排放量(kg) =消耗燃料量(TJ)×排放因子(kg/TJ) （ 2）

式（2）中排放因子参考以下三级数值：级别增加、精确度和排放因子获取难度也随之增加。

3.1.2 物料平衡法

物料平衡法的原理是物质守恒定律，简单来说，燃烧过程中碳元素并不能完全燃烧，一是由于一部分碳元素未经燃烧干灰和灰渣等形式排出炉外；二是由于烟气中的碳元素未被氧化完全，以CO、CH4等碳氧化物的形式进入烟气。因此，在计算燃煤电厂实际排放的CO2时，也要考虑机组的碳氧化率。即：燃原煤量乘以原煤含碳量折算为总碳量，减去进入干灰和底渣中的碳含量。

CO2排放量=燃煤量(t)×燃煤含碳量(%)×机组碳氧化率(%)×44/12 （3）

含碳量是一个重要参数，一般通过元素分析法直接获得。不做元素分析的燃煤电厂，可以参考国际煤炭质量数据库中的样本数据，自变量可以选取不同煤种下的低位热值（kCal/kg）、收到基挥发分（%）、收到基固定碳含量（%）和收到基含灰量（%）等，回归得到因变量为含碳量的多元化线性统计模型。也可直接与有资质的检测机构合作实测。

3.1.3 直接检测法

直接检测法基于排放源实测基础数据，汇总得到CO2排放量。一般是在烟气排放连续监测系统(CEMS)中搭载碳排放监测模块，通过连续监测浓度和流速直接测量其排放量。根据印尼环境与林业部颁布的相关规定(No.P.15/MENLHK/SETJEN/KUM.1/4/2019)，规定了境内热能发电的电厂排放质量标准以及对发电厂排放的监控，要求电厂排放参数通过系统联网上传至环境与林业部的系统。因此，对于在印尼境内运营的燃煤电厂，严格执行当地政府对电厂技术监督的要求，寻找有资质的合作单位完成CEMS系统联网上传设备的安装、调试、与当地环保部门的对接、相关培训以及联网前后必要的校验等服务等尤为重要。

3.2 印尼推行碳税的政治挑战

3.2.1 煤炭限价保供政策

印尼能源消费以煤为主，煤炭占能源结构的60%，其中发电用煤占56%。2021～2022年，在疫情冲击、双碳政策、动力煤价格持续上涨等诸多因素叠加影响下，作为煤炭出口大国的印尼国内市场煤炭供应告急。究其原因，是因为在国内市场义务（DMO）和煤炭限价政策下，印尼的煤炭企业更愿出口创汇获取更大的利益，不愿低价为国内发电企业供煤。于是在2022年初，印尼政府甚至发布煤炭出口禁令，对国内外煤炭资源配置进行“一刀切”矫正和惩戒。

限价保供政策的目的和减少碳排放、转向低碳能源以及遏制CO2排放态势的初衷背道而驰，碳税的实施可能无法推动低碳经济发展。可以看出，印尼过于依赖煤炭的能源结构使得能源转型的任务艰巨。

3.2.2 政治体制阻碍

印尼碳税的推行离不开政府诸多部门的通力合作，包括国家发展规划部、财政部、能矿部、减少森林砍伐和森林退化机构（REDD+）和国家气候变化委员会（DNPI）等。但缺乏政治意愿和政治协调造成印尼推行碳税最大的内部阻力。

此外，政界人士的商业背景和他们的公职义务产生利益冲突，也是印尼推行碳税政治决策方面的一大阻碍。