印度尼西亚可再生能源市场规模和份额

印度尼西亚可再生能源市场分析

印度尼西亚可再生能源市场装机规模预计将从 2025 年的 19.48 吉瓦增长到 2030 年的 51.45 吉瓦，预测期内（2025-2030 年）复合年增长率为 21.44%。

强劲的政策推动力、技术成本下降和企业需求上升推动了这一势头，同时政府在气候目标与经济增长之间取得了平衡。普拉博沃·苏比安托 (Prabowo Subianto) 总统于 2025 年 1 月启动了价值 72 万亿印尼盾（44 亿美元）的 37 个电力项目，突显了国家对电网升级和新增产能的支持^{[1]PT PLN (Persero)，“总统启动 37 个电力项目”，pln.co.id}。水电仍然引领发电结构，但随着项目经济性的改善和独立发电的发展，太阳能光伏发电增长最快生产商在传统资产之外实现多元化。尽管煤炭产能过剩和 PLN 的单一买家模式继续减缓私人投资，但包括 200 亿美元正义能源转型伙伴关系在内的气候融资流入正在缓解资本限制。

印度尼西亚可再生能源市场趋势和见解

太阳能和风能度电成本下降

2024年全球平均太阳能成本降至0.044美元/千瓦时，陆上风电成本降至美元0.033/kWh，低于煤炭 0.065 美元/kWh 基准 ^{[2]国际可再生能源机构，“2024 年可再生发电成本”，irena.org}。印度尼西亚于 2024 年 8 月放宽了本地含量规则，允许开发商进口更便宜的模块，同时保持组装矿石，加速项目管道。这些经济因素使 PLN 更加注重控制发电成本，特别是在避免燃料支出和碳定价风险使新建经济向可再生能源倾斜的情况下。其结果是印度尼西亚可再生能源市场稳步转向太阳能和风能，以增加绿地产能。正在进行的融资改革缩小了开发商曾经面临的溢价，进一步放大了这种成本平价。

RUPTL 2025-34 53吉瓦新可再生能源容量管道

印度尼西亚的电力供应计划要求到2034年新增69.5吉瓦容量，其中76%是可再生能源或存储，需要2,967万亿印尼盾（美元） 1825 亿美元）的投资 ^{[3]Argus Media Correspondent，“印度尼西亚 RUPTL 2025-34 目标是 53 GW可再生能源”，argusmedia.com}。预计私人合作伙伴将为该管道的 73% 提供资金，将印度尼西亚可再生能源市场转向更深层次的技术多元化。该路线图指定17.1吉瓦太阳能、7.2吉瓦风能和5.2吉瓦地热能，超越水电的历史主导地位，并实现更灵活的电网。两个计划中的 250 兆瓦核电机组强调了对基本负荷低碳供应的长期追求，而 2040 年 41% 的可再生能源目标为投资者提供了更清晰的可见性。

JETP 和多边气候融资流入

200 亿美元的正义能源转型伙伴关系将优惠债务与政策支持结合起来，以加速煤炭退役和可再生能源的推广。挪威和英国分别向太阳能开发商Xurya投资2500万美元和500万美元，这是2024年的首次股权支付，证实了投资者的信心。法国和欧盟于 2025 年 2 月启动了 1,470 万欧元的印度尼西亚能源转型基金，增强了这一势头。这些资金流入释放了低成本资本，削减了项目ct 风险溢价，并扩大对印度尼西亚可再生能源市场的参与，特别是在努力淘汰燃煤电厂的省份。

强制 B40/B50 生物燃料混合推动

印度尼西亚于 2025 年 1 月推出了 B40 生物柴油指令，全年分配 1,560 万千升，目标进口额为 147.5 万亿印尼盾（91 亿美元）节省。该政策减少了运输部门的二氧化碳排放量 4146 万吨，并刺激了棕榈油需求，而加工设施需要可再生电力。计划于 2026 年进行的 B50 转变将加深这种联系，为印度尼西亚可再生能源市场的生物质、沼气以及为供应链提供支持的太阳能或风能资产带来新的承购机会。

煤炭产能过剩和必须运行的购电协议

即使在工厂闲置的情况下，传统煤炭购电协议也要求 PLN 支付容量费用，每年使公用事业公司损失超过 80 亿美元^{[4]IEEFA 分析师，“煤炭产能过剩和必须运行条款”， ieefa.org。这些必须执行的条款挤出了更便宜的采购可再生能源，尽管经济状况良好，但仍限制短期增量。只有在能源转型机制下的提前退休计划获得资金并重新谈判合同时，煤炭的结构性锁定才会缓解，但时间表仍然不确定，并继续抑制印度尼西亚可再生能源市场的增长。}

与东盟同行相比，资本成本较高

开发商表示，与货币波动和监管不确定性相关的风险溢价较高，与区域同行相比，推高了加权平均资本成本。第 5/2025 号法规为 PLN 付款违约提供主权担保，但仍需要进行更深入的资本市场改革。绿色债券和混合融资工具正在慢慢缩小差距，但近期项目经济仍然对利率波动敏感，从而抑制了印度尼西亚可再生能源行业的一些投资决策。

细分分析

资料来源：太阳能随着水力发电规模的扩大而上升

凭借广泛的河流资产和成熟的水坝网络，到 2024 年，水力发电将保留印度尼西亚可再生能源市场 50.56% 的份额。 510 MW Batang Toru 项目和其他遗留水坝保持较高的基线输出，从而保证了电网的可靠性。与此同时，Cirata 145 MWac 浮动太阳能发电厂展示了开发商如何利用水库在不占用新土地的情况下大规模安装光伏发电。

太阳能光伏发电是无可争议的增长引擎，随着组件价格下降和屋顶政策的推动，到 2030 年，其复合年增长率将达到 24%。浮动和地面安装项目为实现 RUPTL 2025-34 中 17.1 吉瓦的目标铺平了道路。地热保留了一条利基但有弹性的道路，受到 Star Energy 3.46 亿美元扩建的推动，该扩建将为 Salak 和 Wayang Windu 增加 102.6 兆瓦。尽管土地征用纠纷给时间安排带来了压力，但苏拉威西岛和东努沙登加拉沿海地区的风能前景有所改善。总的来说，这些转变印尼可再生能源市场规模快速增长，同时扩大了结构，远离水电集中化。

最终用户：企业需求重塑采购

独立电力生产商与 PLN 签署长期承购协议，到 2024 年将控制印尼可再生能源市场 61% 的份额。随着商业和工业买家加大直接采购力度，屋顶和电表后系统的复合年增长率达到 22%，它们的主导地位受到了考验。数据中住宅需求仍然较小，但受益于降低进入门槛的小额贷款计划。这些发展将客户的选择嵌入到工业中奥西亚可再生能源市场，逐步削弱 PLN 的垄断地位并刺激服务创新。

按安装类型：微电网开启远程增长

到 2024 年，并网中央电厂占装机容量的 88%，反映了规模经济和更容易获得融资。然而，离网微电网正以 23% 的复合年增长率增长，为岛屿提供服务，而扩展主电网的每次连接成本将超过 10,000 美元。 UNDP ACCESS 项目在 22 个村庄提供了 1.1 兆瓦的电力，验证了社区拥有的模型与生产性使用负荷，可提高当地收入。

电池成本大幅下降，使得太阳能加储能混合系统（例如加里曼丹的 50 兆瓦 PLTS IKN 设施）能够提供 24/7 的电力可靠性。标准化设计和联合融资降低了每千瓦成本，使微电网成为印度尼西亚最后一英里战略的核心。不断增长的微电网足迹扩大了印度尼西亚可再生能源市场，同时削减了柴油

地理分析

Java-Bali 拥有最大的装机基础，因为它承担了大部分国家负荷并拥有强大的传输资产。企业屋顶计划、数据中心集群和严格的可持续发展要求刺激了最快的增量增长。苏门答腊岛的地热储层和棕榈油厂的遗产支撑着稳定的产能增长，并得到了 5 亿美元的亚洲基础设施投资银行计划的协助，以加强其分销骨干。

加里曼丹是一个绿地展示区，50 兆瓦的 PLTS IKN 为新兴的首都城市供电，为绿色建筑标准和零排放运输走廊设定了基准。该省的目标是到 2025 年可再生能源份额达到 12.39%，到 2050 年达到 28.72%，这表明了尽管同时进行煤炭开采的意图。东部岛屿群，特别是马鲁古岛和巴布亚岛，依赖微电网和小型水电，宁与捐助者资助的农村电气化项目。这些区域进步增强了印度尼西亚可再生能源市场的包容性，并使资源风险远离任何单一岛屿电网。

竞争格局

市场仍保持适度整合。 PLN 拥有法定的单一买家影响力，而私营公司则通过利基技术和跨境业务扩大其影响力。例如，Star Energy Geo Thermal 预算 3.46 亿美元用于 102.6 MW 的升级，并利用 SLB 进行地下分析，旨在降低钻井风险。 Pertamina New & Renewable Energy 以 1.15 亿美元收购菲律宾 Citicore 可再生能源公司 20% 的股份，这表明国有企业跨越国界扩大规模和学习曲线。

战略差异化正在从纯粹的千瓦时投标转向垂直整合解决方案例如混合动力项目、氢试点和储能附加项目。 PLN 推出的 21 座绿色氢工厂，年产量总计 199 吨，彰显了先行者的雄心，并对冲未来氨和钢铁脱碳需求。初创企业专注于屋顶工程、需求​​响应软件和可再生能源证书交易，为印度尼西亚可再生能源市场培育新的利润池。随着小型开发商寻求资本深度和监管确定性，预计将出现整合，这表明逐渐向数量更少、资本更好的实体倾斜。