DOI: https://doi.org/10.32479/ijeep.22322
تاريخ النشر: 2026-02-08
المؤلف: Andi Susmanto وآخرون
الموضوع الرئيسي: الاستثمار الرأسمالي وتحليل المخاطر
نظرة عامة
تدرس هذه الدراسة تأثير الحوافز المالية على جدوى الاستثمار وملف المخاطر لمشاريع الطاقة الحرارية الأرضية في إندونيسيا، وهي عنصر حاسم في انتقال البلاد إلى الطاقة النظيفة. تستخدم الأبحاث نهجًا كميًا، مستفيدة من نموذج التدفق النقدي المخصوم (DCF) جنبًا إلى جنب مع تحليل القيمة المعرضة للخطر (VaR) لتقييم محطة طاقة حرارية أرضية بقدرة 50 ميغاوات على مدى 1000 تكرار مونت كارلو عبر خمسة سيناريوهات سياسية: الأعمال كالمعتاد (BAU)، وإلغاء ضريبة القيمة المضافة (VAT)، وإلغاء ضريبة الأراضي والمباني (LBT)، وعطلة ضريبية، وحزمة حوافز شاملة. تشير النتائج إلى أن الحوافز المالية تعزز بشكل كبير ربحية المشروع، حيث أسفر سيناريو BAU عن متوسط قيمة حالية صافية (NPV) قدرها -8.4 مليون دولار أمريكي ومعدل عائد داخلي (IRR) قدره 9.39%، بينما ينتج سيناريو الحوافز الكاملة NPV إيجابية قدرها +0.38 مليون دولار أمريكي وIRR قدره 10.03%.
تكشف التحليلات أن الحوافز المالية تحسن العوائد المتوقعة وتقلل من احتمال الخسائر الكبيرة، لكنها تزيد أيضًا من تشتت النتائج المالية بشكل عام، مما يشير إلى ملف مخاطر مرتفع وعائد مرتفع. تحدد تحليلات الحساسية تكاليف الاستكشاف والحفر كعوامل الخطر الرئيسية، مما يشير إلى ضرورة اتخاذ تدابير إضافية مثل ضمانات مخاطر الاستكشاف والتمويل التفضيلي للتخفيف من هذه المخاطر. تؤكد الدراسة أن الهياكل المالية الحالية قد لا تكون كافية للمشاريع الحرارية الأرضية الأصغر (<50 ميغاوات) بسبب كثافة رأس المال الأعلى. يجب أن تستكشف الأبحاث المستقبلية تدابير مالية مصممة خصيصًا لهذه التطورات الأصغر وتفكر في دمج تسعير ائتمان الكربون وهياكل التمويل المختلط لتعزيز جاذبية الاستثمار ودعم هدف إندونيسيا في تحقيق انبعاثات صفرية بحلول عام 2060.
مقدمة
تناقش مقدمة ورقة البحث إمكانيات الطاقة الحرارية الأرضية كمصدر متجدد في إندونيسيا، مع تسليط الضوء على قدرتها على توفير توليد كهرباء مستمر مستقل عن الظروف الجوية. على الرغم من الإمكانيات الحرارية الأرضية الكبيرة في إندونيسيا التي تبلغ حوالي 23.6 جيجاوات، إلا أنه تم استغلال 2.7 جيجاوات فقط حتى عام 2025، ويرجع ذلك أساسًا إلى المخاطر العالية للاستكشاف، والتكاليف الكبيرة المسبقة، والحوافز المالية غير الكافية. تهدف الحكومة الإندونيسية إلى زيادة القدرة الحرارية الأرضية إلى 22.7 جيجاوات بحلول عام 2060 كجزء من خارطة طريق انبعاثات صفرية (NZE)، ومع ذلك، فإن سياسات التعرفة الحالية لا تعكس بشكل كافٍ الحقائق الاقتصادية لتطوير الطاقة الحرارية الأرضية، مما يخلق حاجة إلى تعزيز الآليات المالية.
تهدف الدراسة إلى تقييم التأثير الكمي لمختلف الحوافز المالية على الجدوى المالية لاستثمارات محطة الطاقة الحرارية الأرضية (GPP) في إندونيسيا. تستخدم نمذجة مالية وتحليل قيمة المعرضة للخطر (VaR) لتقييم أربعة سيناريوهات: سيناريو الأعمال كالمعتاد (BAU) بدون حوافز، وسيناريو إعفاء ضريبة القيمة المضافة، وسيناريو إعفاء ضريبة الأراضي والمباني (LBT)، وسيناريو عطلة ضريبية، جنبًا إلى جنب مع سيناريو حوافز مجمعة. تشير النتائج إلى أنه بينما توفر التدابير الفردية تخفيفًا محدودًا للمخاطر، فإن عطلة ضريبية لمدة 10 سنوات تعزز العوائد بشكل كبير. على الرغم من أن حزمة الحوافز المجمعة تتجاوز عتبة الجدوى التجارية، إلا أنها تقدم تقلبات أعلى في العائد، مما يشير إلى وجود توازن بين الربحية المتوقعة والاستقرار المالي. توفر هذه الأبحاث رؤى حاسمة لصانعي السياسات لتحسين الأطر المالية ودعم أهداف إندونيسيا في مجال الطاقة المتجددة.
الطرق
تحدد هذه القسم المنهجيات المستخدمة لتقييم جدوى الاستثمارات الحرارية الأرضية في ظل عدم اليقين، مع التركيز بشكل أساسي على تحليل التدفق النقدي المخصوم (DCF)، الذي يستخدم مؤشرات مثل القيمة الحالية الصافية (NPV) ومعدل العائد الداخلي (IRR). أظهرت دراسات حالة إندونيسية مختلفة أنه بينما تقيم نماذج DCF التقليدية جدوى المشروع بشكل فعال مقابل عوامل مثل التعريفات والتكاليف، فإنها غالبًا ما تتجاهل التعقيدات التي تطرحها حالة عدم اليقين. لمعالجة ذلك، بدأ الباحثون في دمج الأساليب الاحتمالية، مثل محاكاة مونت كارلو، لتوليد توزيعات لـ NPV وIRR، مما يكشف أن متغيرات مثل تصعيد التكاليف ونسب النجاح تؤثر بشكل كبير على قابلية تمويل المشروع.
تضمنت التطورات الأخيرة في هذا المجال دمج تقنيات النمذجة الاستكشافية والتحليل (EMA) لتقييم الاستثمارات الحرارية الأرضية في ظل عدم اليقين العميق. يحدد هذا النهج العتبات الحرجة للتكاليف ونسب النجاح التي تحافظ على جدوى المشروع عبر سيناريوهات مستقبلية متنوعة. ومع ذلك، تميل الأدبيات الحالية إلى التعامل مع الأدوات المالية بشكل حتمي، مما يفشل في قياس تأثيرها على توزيع المخاطر لعوائد الاستثمار. تهدف الدراسة الحالية إلى سد هذه الفجوة من خلال دمج معلمات السياسة المالية في إطار DCF على مستوى المشروع ودمجه مع تحليل القيمة المعرضة للخطر (VaR). يسمح هذا المنهج المبتكر بتقييم كمي لكيفية تأثير الحوافز المالية، مثل عدم جمع ضريبة القيمة المضافة وعطلات الضرائب للشركات، على كل من الربحية المتوقعة والمخاطر السلبية، مما يوفر إطارًا قويًا لتصميم السياسة المالية في قطاع الطاقة الحرارية الأرضية في إندونيسيا ويقدم رؤى قابلة للتطبيق على اقتصادات ناشئة أخرى.
النتائج
توضح قسم النتائج نتائج المحاكاة المالية لمحطة طاقة حرارية أرضية بقدرة 50 ميغاوات، باستخدام نموذج التدفق النقدي المخصوم (DCF) وتحليل الحساسية عبر خمسة سيناريوهات سياسية مالية: (1) الأعمال كالمعتاد (BAU)، (2) إلغاء ضريبة القيمة المضافة، (3) إلغاء ضريبة الأراضي والمباني (LBT)، (4) عطلة ضريبية، و(5) حوافز كاملة (تدمج جميع الآليات المالية الثلاث). خضعت كل سيناريو لـ 1000 تكرار مونت كارلو لاستنتاج توزيعات احتمالية لمؤشرات مالية رئيسية، بما في ذلك القيمة الحالية الصافية (NPV)، ومعدل العائد الداخلي (IRR)، وتكلفة الطاقة المستوية (LCOE).
لتقييم الأداء المتوقع والمخاطر السلبية لكل سيناريو، تم حساب الإحصائيات المتوسطة (μ) وقيمة المعرضة للخطر (VaR عند مستوى ثقة 95%). جميع الأرقام المالية المقدمة هي بالآلاف من الدولارات الأمريكية، بما يتماشى مع نتائج المحاكاة وتعكس نطاق المليون دولار الأمريكي ذي الصلة بمشروع 50 ميغاوات. يوفر هذا التحليل الشامل رؤى حول الجدوى المالية وملف المخاطر المرتبط بسياسات مالية مختلفة تؤثر على استثمار الطاقة الحرارية الأرضية.
المناقشة
تسلط المناقشة حول تطوير الطاقة الحرارية الأرضية في إندونيسيا الضوء على موقع البلاد المهم كأكبر منتج عالمي ثاني، بقدرة مثبتة تبلغ 2,653 ميغاوات وإمكانات كبيرة غير مستغلة. يتبع عملية الأعمال الحرارية الأرضية في إندونيسيا إطارًا هيكليًا يتضمن ثماني مراحل، من الاستطلاعات الأولية إلى التشغيل، والتي تتأثر بالقوانين الوطنية وسياسات الامتياز. يقدم عملية الترخيص الطويلة مخاطر المشروع وتحديات هيكل رأس المال، مما يتطلب آليات فعالة للتخفيف من المخاطر ودعم مالي لتعزيز قابلية تمويل المشروع وتسريع نشر الطاقة المتجددة.
تلعب الحوافز المالية دورًا حاسمًا في جذب الاستثمار في قطاع الطاقة الحرارية الأرضية في إندونيسيا، مع وجود آليات متنوعة مثل العطلات الضريبية، وبدلات الاستثمار، والإعفاءات من بعض الضرائب تهدف إلى تقليل الأعباء المالية على المطورين. على الرغم من وجود هذه الحوافز، إلا أن التقييمات التجريبية لفعاليتها لا تزال محدودة. أدى الانتقال من عصر عقود التشغيل المشتركة إلى الإطار الحالي للتراخيص إلى تحويل المزيد من المسؤوليات المالية إلى المطورين الخاصين، مما يعقد مشهد الاستثمار. تؤكد الدراسة على ضرورة وجود إطار سياسة مالية متماسك يتماشى مع مسؤوليات مختلف الوزارات الحكومية لضمان عدم عرقلة الالتزامات المالية تنافسية الاستثمار، خاصة في ضوء الفجوات التنظيمية الحالية بين قطاعات الطاقة الحرارية الأرضية وقطاعات النفط والغاز.
علاوة على ذلك، يسمح دمج نموذج مالي يجمع بين التحليلات الحتمية والاحتمالية بتقييم شامل لتأثير الحوافز المالية على جدوى المشروع، بما في ذلك مؤشرات مالية رئيسية مثل القيمة الحالية الصافية (NPV) ومعدل العائد الداخلي (IRR). يهدف هذا النهج إلى تقديم رؤى قابلة للتنفيذ لصانعي السياسات لتصميم آليات دعم استثمار أكثر فعالية، مما يعزز بيئة ملائمة لتطوير الطاقة الحرارية الأرضية في إندونيسيا.
DOI: https://doi.org/10.32479/ijeep.22322
Publication Date: 2026-02-08
Author(s): Andi Susmanto et al.
Primary Topic: Capital Investment and Risk Analysis
Overview
This study investigates the influence of fiscal incentives on the investment viability and risk profile of geothermal power projects in Indonesia, a critical component of the nation’s clean energy transition. The research employs a quantitative approach, utilizing an integrated Discounted Cash Flow (DCF) model alongside Value-at-Risk (VaR) analysis to evaluate a simulated 50 MW geothermal power plant over 1000 Monte Carlo iterations across five policy scenarios: Business-as-Usual (BAU), Value-Added Tax (VAT) removal, Land and Building Tax (LBT) removal, a tax holiday, and a comprehensive incentive package. Findings indicate that fiscal incentives significantly enhance project profitability, with the BAU scenario resulting in a mean Net Present Value (NPV) of -USD 8.4 million and an Internal Rate of Return (IRR) of 9.39%, while the Total Incentive scenario yields a positive NPV of +USD 0.38 million and an IRR of 10.03%.
The analysis reveals that while fiscal incentives improve expected returns and reduce the likelihood of extreme losses, they also increase the overall dispersion of financial outcomes, indicating a high-risk, high-return profile. Sensitivity analyses identify exploration and drilling costs as the primary risk factors, suggesting the necessity for additional measures such as exploration-risk guarantees and concessional financing to mitigate these risks. The study emphasizes that the current fiscal structures may not be sufficient for smaller geothermal projects (<50 MW) due to higher capital intensity. Future research should explore tailored fiscal measures for these smaller developments and consider integrating carbon-credit pricing and blended-finance structures to enhance investment attractiveness and support Indonesia's goal of achieving net-zero emissions by 2060.
Introduction
The introduction of the research paper discusses the potential of geothermal energy as a renewable resource in Indonesia, highlighting its ability to provide continuous electricity generation independent of weather conditions. Despite Indonesia’s significant geothermal potential of approximately 23.6 GW, only 2.7 GW has been utilized as of 2025, primarily due to high exploration risks, substantial upfront costs, and inadequate financial incentives. The Indonesian government aims to increase geothermal capacity to 22.7 GW by 2060 as part of its Net Zero Emission (NZE) roadmap, yet existing tariff policies do not adequately reflect the economic realities of geothermal development, creating a need for enhanced fiscal mechanisms.
The study aims to quantitatively assess the impact of various fiscal incentives on the financial feasibility of geothermal power plant (GPP) investments in Indonesia. It employs financial modeling and Value-at-Risk (VaR) analysis to evaluate four scenarios: a Business-as-Usual (BAU) scenario without incentives, a VAT exemption scenario, a Land and Building Tax (LBT) exemption scenario, and a tax holiday scenario, along with a combined incentive scenario. The findings suggest that while single measures provide limited risk relief, a 10-year tax holiday significantly enhances returns. The combined incentive package, although crossing the commercial feasibility threshold, introduces higher return volatility, indicating a trade-off between expected profitability and financial stability. This research provides critical insights for policymakers to optimize fiscal frameworks and support Indonesia’s renewable energy goals.
Methods
The section outlines the methodologies employed to assess the feasibility of geothermal investments under uncertainty, primarily focusing on discounted cash flow (DCF) analysis, which utilizes indicators such as Net Present Value (NPV) and Internal Rate of Return (IRR). Various Indonesian case studies have demonstrated that while traditional DCF models effectively evaluate project viability against factors like tariffs and costs, they often overlook the complexities introduced by uncertainty. To address this, researchers have begun incorporating probabilistic methods, such as Monte Carlo simulations, to generate distributions for NPV and IRR, revealing that variables like cost escalation and success ratios significantly influence project bankability.
Recent advancements in the field have included the integration of Exploratory Modeling and Analysis (EMA) techniques to assess geothermal investments under deep uncertainty. This approach identifies critical thresholds for costs and success ratios that maintain project feasibility across various future scenarios. However, existing literature tends to treat fiscal instruments deterministically, failing to quantify their impact on the risk distribution of investment returns. The current study aims to fill this gap by incorporating fiscal-policy parameters into a project-level DCF framework and coupling it with Value at Risk (VaR) analysis. This innovative methodology allows for a quantitative assessment of how fiscal incentives, such as VAT non-collection and corporate tax holidays, affect both expected profitability and downside risk, providing a robust framework for fiscal policy design in Indonesia’s geothermal sector and offering insights applicable to other emerging economies.
Results
The results section details the financial simulation outcomes for a 50 MW geothermal power plant, utilizing a discounted cash flow (DCF) model and sensitivity analysis across five fiscal-policy scenarios: (1) Business As Usual (BAU), (2) VAT removal, (3) LBT removal, (4) Tax holiday, and (5) Total incentive (which integrates all three fiscal mechanisms). Each scenario underwent 1000 Monte Carlo iterations to derive probabilistic distributions for key financial metrics, including Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and Levelized Cost of Energy (LCOE).
To assess the expected performance and downside risk of each scenario, mean (μ) and Value-at-Risk (VaR at 95% confidence level) statistics were calculated. All financial figures presented are in thousands of USD, aligning with the simulation outputs and reflecting the million-USD scale relevant to the 50 MW project. This comprehensive analysis provides insights into the financial viability and risk profile associated with different fiscal policies impacting geothermal energy investment.
Discussion
The discussion on geothermal energy development in Indonesia highlights the country’s significant position as the second-largest global producer, with an installed capacity of 2,653 MW and substantial untapped potential. The geothermal business process in Indonesia follows a structured framework that includes eight stages, from preliminary surveys to operation, which is influenced by national laws and concession policies. The lengthy licensing process introduces project risks and capital structure challenges, necessitating effective risk mitigation and fiscal support mechanisms to enhance project bankability and expedite renewable energy deployment.
Fiscal incentives play a crucial role in attracting investment in Indonesia’s geothermal sector, with various mechanisms such as tax holidays, investment allowances, and exemptions from certain taxes aimed at reducing financial burdens on developers. Despite the presence of these incentives, empirical evaluations of their effectiveness remain limited. The transition from the Joint Operation Contract era to the current licensing framework has shifted more financial responsibilities to private developers, complicating the investment landscape. The study emphasizes the need for a coherent fiscal policy framework that aligns the responsibilities of various government ministries to ensure that the financial obligations do not hinder investment competitiveness, particularly in light of the existing regulatory gaps between geothermal and oil-and-gas sectors.
Furthermore, the integration of a financial model that combines deterministic and stochastic analyses allows for a comprehensive assessment of the impact of fiscal incentives on project feasibility, including key financial metrics such as Net Present Value (NPV) and Internal Rate of Return (IRR). This approach aims to provide actionable insights for policymakers to design more effective investment-support mechanisms, thereby fostering a conducive environment for geothermal energy development in Indonesia.