印尼电解铝新投项目的跟踪

作者：永安期货 王燕

　　印尼作为全球电解铝新兴产区，2026年将迎来集中投产潮，但其电力供应稳定性与成本对项目落地形成关键制约。当前印尼电力结构以煤电为主（2025年占比56%），政府虽规划2030年可再生能源占比提至23%，但短期仍依赖煤电过渡。2025-2029年新增装机中煤电仅占12.5%，且煤电“战略豁免”政策限制新增指标，2030年后煤电将面临全面收缩。

　　电解铝项目电力供应呈现多元化格局：PTKAI一期等自备煤电项目因电力配套成熟，2026年投产确定性高；PTKAI三期、Inalum规划以水电替代煤电，但北加里曼丹900MW水电需2026年后并网，若进度滞后将导致产能投放延后；南山铝业、聚万等项目外购绿电成本高昂（0.29-0.54美元/kWh）且储能配套不足。总体而言，印尼电解铝项目能否如期释放产能，取决于煤电过渡期保障力度、水电开发进度及绿电降本速度。短期内煤电仍是核心支撑，中长期需关注可再生能源技术突破与政策扶持力度。

　　一、背景介绍

　　电解铝作为典型高耗能产业（吨铝直流电耗13000kWh以上），其扩产节奏直接受电力供给规模、结构与价格的硬约束。2026年是印尼电解铝集中投产的大年，本文将对印尼电解铝投产项目进行详细梳理，同时探究印尼本土的电解铝项目作为高耗能产业，对电力供应的稳定性、可靠性和成本分析，探讨2026年印尼电解铝新投项目释放的可能性。

　　二、印尼电力发展规划

　　印尼的电力结构主要以不可再生能源发电为主，其中煤炭在不可再生能源供应中占据相当大的比重。印尼政府在能源政策方面制定了一系列规划，旨在增加可再生能源的比重并逐步减少对传统化石能源的依赖。

　　总统条例第112号（PR112）已明确：（1）PR112发布后原则上不再核准新增燃煤电厂，仅已纳入2021-2030RUPTL的存量项目可继续建设。（2）现役煤电机组被要求‘提前退役’，由能源和矿产资源部制定路线图，但未指定首批容量或2025年前完成的具体目标。（3）可再生能源占比强制目标：2025年23%、2050年31%，且电价实行‘上限封顶’机制，不再与煤电BPP挂钩。

　　根据《电力供应业务计划》（RUPTL）（2025-2034）2025-2029年仍可以天然气和少量在建煤电作为过渡，2030-2034年可再生能源与储能占比将大幅提升。2025-2030年计划新增27.9GW装机中，煤电仅3.5GW，水电、地热、光伏及储能合计19.4GW，以加速能源结构的绿色转型。因此印尼未来面临电力供给增量结构发生变化，但同时面临一定的电力条件限制，可再生电量对铝厂而言虽清洁，但需配套储能与调峰，实际可用小时数与稳定性差于传统煤电。

　　表1 印尼2025-2034年新增发电装机规划（单位：GW，%）

　　资料来源：印尼国家电力公司（PLN）、永安期货研究中心

　　根据《2025-2034年电力供应规划》（RUPTL），2025-2034年印尼计划新增69.5GW装机，其中可再生能源占比76%（42.6GW），包括17.1GW光伏、11.7GW水电等。然而，电解铝配套电力需求未被单独纳入RUPTL公共电网规划，可通过PLN分配或企业自备电解决。自备电项目需向省级能源局备案技术方案，并通过环评（如燃煤电厂需配套脱硫装置），而煤电项目因“战略工业豁免”仍可推进。

　　区域电网来看，印尼负荷集中与可再生分布错位明显，电解铝园区集中在北加里曼丹（KAI）、苏拉威西（华青）、北苏门答腊（Inalum）和廖内群岛（南山）。北加里曼丹：Kayan流域水电规划9GW，但首批900MW需2026年以后才能并网，2025年仍依赖煤电过渡。苏拉威西：园区2.6GW在建煤电已享受“豁免”政策，但印尼政府明确2030年后不再新增煤电指标，后续项目面临停滞风险。廖内群岛：海上风电可开发，但技术成熟度、投资强度与并网时序均无法满足。

　　印尼电量与负荷特征方面，2024年用电量306TWh，预计2034年增至511TWh，年均增速5.2%。工业占终端用电42%，且高度集中于爪哇-巴厘、苏拉威西、加里曼丹三大板块，与规划的电解铝园区基本重合。

　　电价与供给模式方面，工业电价为0.06-0.08USD/kWh（0.43-0.57元/kWh），受PLN统一管制，新建大用户可通过PPU（自备电）或IPP直供锁定长协价。可再生能源采用“上限电价”机制，水电0.045-0.065USD/kWh（0.32-0.46元/kWh）、光伏0.055-0.075USD/kWh（0.39-0.54元/kWh），但需配套储能或调峰电源。

　　三、2025-2026年印尼电解铝投产项目介绍

　　表2 2026年印尼电解铝产能梳理

　　资料来源：网络资料整理、永安期货研究中心

　　（一）Inalum

　　Inalum是印尼现有的大型电解铝企业之一，其电力供应主要依赖于水电。Inalum计划在2025年将产能从27万吨提升至40万吨。Inalum规划到2030年形成“150万吨/年铝”总产能，曼帕瓦60万吨+瓜拉丹戎扩产90–105万吨。目前，Inalum的自有发电设施包括位于Asahan河上的水电设施，装机容量为603MW。然而，由于水电设施已运行40年，发电效率有所下降，Inalum正在积极寻找替代能源，例如通过与拥有煤电厂的PTBukitAsam合作，但该项目一再推迟，目前处于搁置状态。Inalum的电力成本相对较低，但受限于水电设施的老化，未来的电力供应稳定性和成本存在一定的不确定性。盈利与成本：水电锁定价下，吨铝电耗按13.5MWh计，电力成本约470USD；折算全成本2050-2100USD/吨。

　　（二）华青铝业

　　华青铝业位于苏拉威西省莫罗瓦利县青山工业园，其电力供应主要来自园区内的煤电机组。华青铝业已建成284万千瓦的电力装机容量，剩余260万千瓦在建，预计到2025年可满足其电解铝生产的电力需求。华青铝业的电力成本相对稳定，但由于依赖煤电，其成本受煤炭市场价格波动的影响较大。华青铝业凭借其充足的电力供应和相对稳定的成本，在2025年投产后有望实现较好的盈利能力。2026年了解到华青暂无新增电解铝产能计划。盈利与成本：吨铝电力成本520-540USD，全成本2000-2050USD/吨。

　　（三）PTKAI（Adaro&力勤&CITA）

　　PTKAI的电解铝项目分三个阶段进行。第一阶段和第二阶段的电力供应主要依赖于煤电，装机容量分别达到1.1GW，Adaro已完成了第一阶段煤电项目的融资。第三阶段的电力供应将转向水电，计划在北加里曼丹工业园建设总装机容量达9GW的KAYAN水电站，其中大坝1的装机容量为900MW，预计在2026年及以后建成。PTKAI的项目在2026年预计产能达到50万吨，但其电力供应在短期内依赖煤电，长期将转向水电。这种电力供应模式使得PTKAI在短期内的电力成本相对较高，但随着水电站的建成，其电力成本有望显著下降，从而提升项目的盈利能力。不过，由于水电站建设周期长、融资规模大，项目存在一定的不确定性。煤电场景下吨铝电力成本590USD；全成本2080-2120USD/吨。若后续水电替代，电力成本可降至540USD，全成本逼近华青水平。

　　（四）PTBAI（南山铝业）

　　PTBAI（南山铝业）的电解铝项目规划产能为100万吨，其目前的电力配套主要来自煤电，但装机容量仅能支持约10万吨电解铝冶炼用电。PTBAI的火电一期项目容量为110MW，已建成1-4号机组110MW，5号25MW在建，6号25MW已获得许可。由于一期燃煤机组容量有限，远期的电力供应可能需要依赖于可再生能源或其他形式的二次能源发电。盈利与成本：现有煤电电价0.055USD/kWh，吨铝电力成本715USD，全成本2150-2200USD/吨；若后期被迫外购绿电，成本将抬升。

　　（五）聚万（信发&青山合资）

　　信发&青山合资项目（印尼北马鲁古纬达贝工业园IWIP）的电解铝项目规划产能为100万吨/年，分两期实施，每期50万吨，其中首期50万吨项目土建工程已开工，预计2026年第二季度投产。项目电力配套为核心自备燃煤电厂，装机容量2×350MW（合计700MW），采用高温高压机组技术，煤源主要来自园区自有矿区及外采印尼低硫煤；供电模式设计为“孤网运行→与印尼国家电力公司（PLN）签订‘并网不上网’协议”，仅在机组检修或事故时反向受电；电价锁定长期固定价0.29元/kWh（约4.1美分/kWh），协议期25年不变；配套备用电源包括100MW柴油应急机组及50MW光伏+储能微网，主要用于系统黑启动及峰谷调节。其他配套方面，氧化铝原料由园区二期200万吨/年氧化铝厂直供（2026年同步投产）；园区已建成10万吨级散货码头，年吞吐量600万吨，可满足煤炭、氧化铝及成品铝锭的运输需求。

　　四、总结

　　印尼电解铝产业在2026年集中投产背景下，电力供应稳定性与成本成为关键变量。尽管印尼政府提出2030年可再生能源占比23%目标，但短期煤电仍为过渡主力，2025-2029年新增煤电仅占12.5%。从项目层面看：煤电主导项目PTKAI一期凭借自备电厂和长协电（0.055-0.08美元/kWh）实现成本优势（全成本2000-2100美元/吨铝），2026年投产确定性较高；水电过渡项目（如PTKAI三期、Inalum）受制于北加里曼丹水电投产延迟（首批900MW2026年后并网），存在扰动；绿电转型项目（如南山铝业、聚万）外购绿电成本高（0.29-0.54美元/kWh），叠加储能配套不足，全成本或突破行业边际水平。

　　总体而言，印尼电解铝项目能否如期释放产能，取决于煤电过渡期保障力度、水电开发进度及绿电降本速度。短期内煤电仍是核心支撑，中长期需关注可再生能源技术突破与政策扶持力度。