美国 (US) 公司 Air Products and Chemical Inc 退出了印度尼西亚的两个煤炭下游项目，在此过程中取消了与 PT Bukit Asam Tbk (PTBA) 和 PT Kaltim Prima Coal (KPC) 的合作伙伴关系。
在美国政府最近承诺启动美国的清洁氢经济之后，空气产品公司计划将重点放在其本国的氢项目上。
经过一番计算，该公司认为投资国内可再生能源项目比在印尼开发煤气化项目更有前景。
“美国正在推动使用氢，因此他们觉得在美国做生意更有吸引力，而且还有补贴，”能源和矿产资源（ESDM）部长阿里芬塔斯里夫 3 月 17 日表示。
与此同时，矿产和煤炭总监 Ridwan Djamaludin 透露，Air Products、PT Pertamina、PT Bukit Asam Tbk (PTBA) 和 KPC 未能找到共同点。“撤回的原因是经济价值。
基本上，双方都没有就商业模式达成一致，”他在 3 月 21 日于雅加达会议中心 (JCC) Senayan 大会堂举行的高级人力资本峰会期间表示。
ESDM 部承认，Air Products 退出两个国家战略项目 (PSN) 迫使政府从规划和经济角度以及实施的技术方面重新评估该计划。
这也引发了一些问题：印尼煤炭气化项目的吸引力有多大，哪些因素阻碍了印尼煤炭下游项目的发展？
印尼长期以来一直意在启动煤炭下游计划。多年来，PTBA 甚至对煤制二甲醚 (DME) 的转化进行了多项研究。
作为一家领先的气化公司，空气产品公司自 2020 年以来一直受到印度尼西亚政府的热情接待。
国有企业 (BUMN) 部长 Erick Thohir 和 Pertamina 在访问美国期间会见了该公司的代表，并提出了几个煤炭下游项目。
ESDM 部长 Arifin Tasrif 跟进了此事，但他尚未达成任何协议。在 Bahlil Lahadalia 就任投资部长时，Joko Widodo 总统 (Jokowi) 命令他确保 Air Products 的投资。
2021年11月，在佐科威亲自见证下，巴利勒在阿联酋迪拜与该公司成功签署了谅解备忘录（MoU）。
谅解备忘录中提到了苏门答腊、加里曼丹、马鲁古和巴布亚四个项目，总投资高达 150 亿美元：与 PT Indika Energy Tbk (INDY) 合作的煤制二甲醚转化项目与 PT Butonas Petrochemical Indonesia 合作的蓝氨转化，与 PT Batulicin Enam Sembilan 合作的煤制二甲醚转化，以及与 PT Bukit Asam Tbk (PTBA) 合作的用于甲醇生产的煤气化项目。
政府预计它们将在大约 30 个月或不到三年内完成，初始投资约为 33 万亿盾。南苏门答腊丹绒埃尼姆的煤气化项目将率先启动。
Air Products 将持有 60% 的最大股权，其次是 Bukit Asam 和 Pertamina，各持股 20%。
Bukit Asam 将供应 600 万吨低热值煤，用于每年生产 140 万吨二甲醚、210 万吨甲醇和 450 万千纳每立方米的合成气（syngas），用于化肥和石化行业。
随后，佐科威总统于 2022 年 1 月初为该项目的设施破土动工。预计每年可减少 100 万吨液化石油气 (LPG) 进口，节省高达 9.15 万亿盾的外汇。
根据记录，印度尼西亚每年进口约 6-7 吨液化石油气（原文如此），每年花费 100 万亿盾的液化石油气补贴。然而，Air Products 还与 PT Bumi Resources Tbk (BUMI) 的子公司 PT Kaltim Prima Coal (KPC) 合作，在东加里曼丹东库泰的 Bengalon 开展一个煤制甲醇项目。
这个耗资 20 亿美元的项目预计在 2025 年或 2026 年投入运营，每年将生产 650 万吨低热量煤，从而生产 180 万吨甲醇。这将是印尼乃至东南亚首个煤气化项目。
见解
在空气产品公司宣布退出煤炭下游大型项目之前，印度尼西亚的发展金融审计长 (BPKP) 批评 PT Bukit Asam Tbk (PTBA) 的煤制二甲醚项目缺乏进展。开工仪式一年后，该项目一直停滞不前。
然而，印尼政府必须采取措施防止投资者退出正在进行的项目，因为这可能导致人们认为印尼的投资环境不佳。
事实上，印度尼西亚要求矿山根据第 3/2020 号法律对关于矿产和煤炭开采的第 4/2009 号法律的修正案进行煤炭下游加工。为了延长采矿许可证，矿山甚至需要拥有煤炭加工设施。
为了促进煤炭生产，政府还提供了多项激励措施。从上游方面，政府已将气化项目的煤炭特许权使用费降至零，并根据项目的经济寿命设定采矿业务许可证 (IUP) 期限。政府还计划根据行业参与者的要求，为煤炭下游使用的煤炭制定特殊的价格公式。
在中游方面，政府将提供特殊的免税期，并免除与包含本地成分的工程、采购和施工 (EPC) 相关的增值税。
对于下游，政府将制定煤炭下游产品的基准价格，确保市场消化。鉴于成本高昂，政府还承诺发布与转让、定价、补贴和市场分配相关的法规，并保护它们免受监管和政治变化的影响。
煤炭下游项目的障碍
实现佐科的煤炭下游梦想并不容易。尽管有政府的激励措施，但仍有许多障碍阻碍其取得进展。
1）技术限制
国内还没有一家企业能够独立开展煤炭下游业务。直到现在，印度尼西亚的制造业仍然无法生产该设施所需的组件或机器。技术限制迫使印度尼西亚与在煤炭加工方面与经验丰富的外国公司合作。
2）投资成本大，投资者少
煤炭下游需要非常大的投资，高达数十亿美元，但可用的融资方案非常有限。据Reclaim Finance数据显示，全球已有96家银行实施限制融资煤炭项目的政策。
自 2021 年以来，澳新银行、蒙特利尔银行、巴克莱银行、法国巴黎银行、联邦银行、桑坦德银行、渣打银行、加拿大皇家银行和联合信贷银行甚至停止了对煤炭行业的融资。
在印度尼西亚，尽管政府和金融服务管理局 (OJK) 声称鼓励银行为下游采矿提供资金，但实际上，煤矿企业仍然难以为其项目获得融资。
3）高煤价
近两年，煤炭价格一路飙升。2020 年 9 月，全球煤炭价格约为每吨 70 美元，今年早些时候跃升至每吨 364 美元。
它甚至在去年 9 月达到了每吨 466 美元的最高点。
因此，煤炭下游项目的经济可行性较低。矿主们不会花额外的钱来运行下游项目，而是倾向于在价格高时出售未加工的煤炭产品。
这或许可以解释 Bukit Asam 的煤制二甲醚项目自 2022 年 1 月破土动工以来停滞不前的原因。
4) 经济
确定二甲醚售价也是下游项目面临的另一个挑战。国有企业部长、ESDM 部长和投资部长提出了每吨 378 美元的 DME 出厂价，其中一部分成为 PTBA 和 Air Products 之间的协议。
这将是一个固定价格，不会有煤炭价格上涨以及加工服务费 (PSF)。与当前的液化石油气价格相比，该价格实际上颇具竞争力。
作为对比，根据标普全球的数据，CP Aramco 在 2022 年 1 月将丙烷和丁烷的价格分别定为每公吨 740 美元和每公吨 710 美元。
问题是，计算仍然依赖于相当过时的 2020 年煤炭价格假设。另一方面，需要设置承购商来保证销售。Pertamina 有可能被指派成为 PTBA 的 Air Products 项目的承购商。
但是，在与民营企业KPC的项目中，指定承购方不能是国有企业。
5) 监管确定性
印尼煤矿协会 (APBI) 坚持监管一致性的重要性，这遭到了外国投资者的质疑。众所周知，印度尼西亚政府倾向于任意更改法规，扰乱流程中的投资。
另一方面，政府仍未兑现之前承诺为煤炭下游提供价格、承购商和补贴等激励和便利。
煤炭下游小目标
印度尼西亚的目标是在 2024 年开始煤炭下游生产，以符合政府到 2060 年实现碳中和或净零排放 (NZE) 的目标。政府计划到 2030 年使印度尼西亚的所有燃煤电厂退役，首先将其中 33 座电厂退役总产能1680万吨，煤炭需求量约8000万吨。
煤炭下游有七种可能的形式：炼焦、煤炭提质、煤压块、煤气化、煤地下气化、煤液化和煤泥/水煤浆。
到目前为止，印度尼西亚的煤炭加工业仅限于前三个，到 2022 年能够加工约 60 万吨煤炭。另一方面，政府的下游计划目标是到 2024 年加工 1140 万吨煤炭到2028年增加到3760万吨。
与今年煤炭需求预计高达1.17亿吨相比，下游目标其实并不大。事实上，到 2030 年的目标仅为今年高达 6.95 亿吨的煤炭开采产量的 5% 左右。
事实上，到 2024 年 1150 万吨的下游目标是基于空气产品公司与 PTBA 和 KPC 的煤气化项目每年可生产 1200 万吨的假设。然而，这些项目经历了几次延误，直到 2027 年空气产品公司才最终退出。
中国可以提供帮助
尽管失去了主要合作伙伴，印尼政府仍誓言继续推进煤炭下游项目。3 月的第二周，佐科威与部长们举行了一次有限的会议，要求他们在空气产品公司退出后努力加快气化项目。
佐科威还计划尽快出台这方面的总统条例（Perpres）。ESDM部透露，有几个潜在的合作伙伴，例如来自中国的Sedin Engineering Company Ltd。
据说该公司正在与几家处理印度尼西亚煤炭下游项目的公司进行评估，例如 KPC。还有其他几家中国公司正在探索与印度尼西亚的煤矿公司建立合作伙伴关系。
政府还表示将促进和协助这些努力。据记载，中国是世界上最大的煤炭生产国，拥有丰富的煤炭加工经验和技术。事实上，据报道，这些中国公司以低于空气产品公司的价格提供其技术。
来源：D-INSIGHTS