能源经济与金融分析研究所（IEEFA）评估认为，我国的燃煤发电成本显著增加，从而给国家预算带来压力。过去四年间，发电成本从2020年的每千瓦时637盾上升至2024年的每千瓦时941盾，涨幅达48%。
成本上升是由基础设施老化以及运营和维护支出增加所引发。IEEFA指出，这一激增推动了对国电公司（PT PLN /Persero）的补贴和补偿，从2023年的90亿美元增长至2024年的110亿美元，增幅24%，超出国家预算分配约5%。
IEEFA印尼能源转型研究与合作负责人穆蒂亚（Mutya Yustika）表示，印尼已通过2022年第112号总统条例及能源与矿产资源部部长条例，为加快淘汰燃煤蒸汽发电厂（PLTU）奠定了监管基础。不过，她周三（2025年11月19日）在其声明中称，其实施进展仍然缓慢。不明确的淘汰路径、有限的资产数据以及复杂的购电协议（PPA）持续拖延着燃煤电厂的逐步淘汰。
她解释说，老旧的燃煤电厂需要更频繁的维修，其燃料消耗也不再高效，从而增加了成本负担。延长运营寿命还需要大量投资用于锅炉质量升级、排放控制以及结构修复。
穆蒂亚认为，与将其改造为可再生能源发电厂或完全停止运营的方案相比，保留老旧燃煤电厂并不经济。在其报告中，IEEFA推荐了几种商业模式，以便印尼国家电力公司能够在不增加国家财政负担的情况下加速淘汰其燃煤电厂。
资产剥离模式被认为允许印尼国电公司向私人投资者出售煤炭资产，尽管资产价值低且在没有激励措施的情况下投资者兴趣有限构成了挑战。政府与商业实体合作模式（KPBU）也被认为可以分担风险并利用电网，而无需大量前期投资。
对于私营燃煤电厂，报告强调了由私营或多边金融机构发起的混合融资机会。穆蒂亚举例说明了菲律宾ACEN South Luzon Thermal Energy Corporation (SLTEC) 利用内部资金和战略重新定位的自愿淘汰倡议。
另一混合融资案例体现在芝拉扎一号（Cirebon 1）燃煤电厂的淘汰过程中，该过程涉及了国际伙伴的特许融资和政策改革支持。穆蒂亚表示，Danatara国家投资管理机构在帮助国电公司加速从燃煤电厂向可再生能源发电转型方面可以发挥作用。
“Danatara机构可以通过筛选资产、制定淘汰路径标准以及确保公正转型原则，来主导燃煤电厂的转型或淘汰。该机构还被评估可以成为一个可靠的混合融资平台，吸引多边开发机构、气候金融机构和全球投资者的参与”。
穆蒂亚表示，有机会将老旧煤炭资产转移到未来能源解决方案平台，而无需付出资本成本。这将把叙事从‘淘汰燃煤电厂是能源转型的成本’转变为‘淘汰燃煤电厂是机遇’，尤其是当它与清晰的监管框架和政府支持相结合时。
