东南亚可再生能源市场规模和份额分析

东南亚可再生能源市场分析

东南亚可再生能源市场装机规模预计将从2025年的126.68吉瓦增长到2030年的225.61吉瓦，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为12.24%。

东盟八个国家与净零排放目标的快速政策调整加速了投资，而持续的液化天然气价格波动提高了太阳能加存储解决方案相对于燃气发电的成本竞争力。^{[1]国际能源署，“2024 年东南亚能源最新动态，”iea.org} 得益于组件成本下降和供应链成熟，太阳能保持了最大的产能份额，而风能则是最快的攀升者，继菲律宾的大型海上特许权和越南的陆上管道扩建之后。法人出口导向型行业的 RE100 计划正在刺激商业和工业 (C&I) 需求，特别是在泰国的汽车集群和越南的电子园区。该地区的竞争格局仍然较为分散，ACEN 和 Gulf Energy 等当地开发商与 Ørsted 和 Vena Energy 等全球参与者竞争千兆瓦规模的拍卖。

东南 Asia 可再生能源市场趋势和见解

新加坡基金引领绿色能源融资热潮

新加坡绿色债券框架的目标是到 2030 年可持续发行 350 亿新元；促进跨境资本流入整个东盟的可再生能源项目。^{[2]Norfund，“Norfund 投资 Xurya”，norfund.no} 淡马锡等主权投资机构与贝莱德 14 亿美元的气候基金合作，正在将私人资本引向分布式太阳能开发商，解锁以前服务不足的工商业屋顶。挪威气候投资基金在印度尼西亚 Xurya 的 5500 万美元股权显示外国投资者青睐与工业电力配置相匹配的更小、可扩展的阵列。当地银行纷纷效仿——星展银行的 RE100 承诺表明，金融家正在企业贷款中嵌入绿色采购条款，创建一个可再生能源采购成为基准要求的生态系统。

越南和泰国出口主导型行业的企业 RE100 采购迅速

在跨国公司从中国迁出后，越南已将其 2030 年太阳能目标提高到 73 吉瓦，表明需求超出了之前的预测。泰国也效仿了这一举措：其 5 吉瓦上网电价补贴明确指定了汽车和电子产品生产商需要经过验证的清洁电力的工业区。亚洲开发银行为泰国 12 个太阳能+储能项目提供 8.2 亿美元贷款，凸显储能从试点转变为全天候供应的先决条件。长期企业购电协议（通常为 15 至 20 年）目前的价格低于不稳定的液化天然气指数关税，使出口商能够成本确定性和对供应商行为准则的遵守。

液化天然气价格波动加剧，提高太阳能+储能的 LCOE 竞争力

2024 年，现货液化天然气平均价格是 10 年平均值的两倍多，使天然气发电的平准成本高于印度尼西亚和泰国的太阳能+储能项目。印度尼西亚兹罗提吸收了 80 亿美元的补贴来保护零售关税，从而增强了政府削减化石能源敞口的决心。工业买家通过锁定可再生能源来应对能源价格风险；这使得与四小时电池搭配的太阳能变得更有利可图，因为项目融资模型可以利用电网服务收入和能源销售。在泰国，能源密集型出口商优先考虑可再生能源以实现预算稳定，推动工商业需求超越早期公用事业规模偏见。

跨境电力贸易举措（老挝-人民民主共和国-泰国-马来西亚-新加坡）扩大区域需求

LTMS-PIP 的 300 兆瓦试点验证了多国异步电网交易的技术可行性。^{[3]Ember-Climate, “LTMS-PIP Pilot Analysis,” ember-climate.org} 土地有限但富裕的新加坡已承诺进口 4 吉瓦的可再生能源到2035年，有效承保邻近经济体的大型水电和太阳能项目。砂拉越能源公司将马来西亚这个水力资源丰富的国家定位为清洁电力出口国，而老挝则打算通过向南输送电力来将剩余水力货币化。更广泛的东盟电网倡议下的统一轮转规则可降低投资者风险，让开发商根据多市场承购规模确定项目规模，而不是单一国家需求曲线。

越南南部走廊的电网拥堵和限电风险

越南可再生能源的部署速度已经超过了其 500 kV 主干网，迫使宁顺和平顺 (Binh Thuan) 的太阳能发电场削减发电量，因为需求位于北部数百公里处。第八个电力发展规划承认了这一瓶颈，但新线路的时间表仍然模糊。开发商正在将 5-10% 的限电假设纳入现金流，推高所需的关税或回报。政府已向当地工业界提出了直接电价购电协议，作为临时救济，但这只会改变而不是解决拥堵。直到输电赶上，金融家可能会青睐疏散能力过剩的地区。

菲律宾公用事业规模项目的土地储备和通行权挑战

复杂的土地所有权和小农地块延迟了场地聚合，提高了软成本并延长了财务结算时间。 Aboitiz Power 将土地问题和电网接入列为其最大的开发风险；超过 1,000 份已授予的服务合同仍处于闲置状态，这说明了目前的僵局。到 2040 年，太阳能发电量要达到 50% 的发电目标，需要 46,140 公顷，这加剧了与农业的竞争。绿色通道简化了文书工作，但无法解决任期重叠问题；需要进行更深入的地籍改革。

细分分析

按类型：太阳能领先，风能加速

到 2024 年，太阳能技术将占装机容量的 53%，通过经过验证的成本曲线巩固东南亚可再生能源市场es 和支持性关税。相比之下，在越南陆上扩张和菲律宾 65 吉瓦海上审批的推动下，风电 17.5% 的复合年增长率显示出上升势头。水力发电仍然是老挝和越南的基本负荷支柱，而生物能源则与印度尼西亚和马来西亚的棕榈油渣一起扩展。印度尼西亚和菲律宾火山区的地热输出集群虽然受地理限制，但可能限制更广泛的利用。新加坡和印度尼西亚的海洋能源试点还处于探索阶段。

供应链本地化加强了风电的崛起：CS Wind 在越南投资 2 亿美元的塔式工厂将降低整个地区的物流成本。太阳能创新正在转向浮动阵列，这可以缓解土地冲突并通过模块冷却提高产量。随着海上装机完成财务交割，东南亚风能可再生能源市场规模预计将以 17.5% 的复合年增长率扩大，而太阳能的稳固地位确保了即使拍卖焦油也能稳定增长。iffs 下降。

按最终用途部门：工商业需求重塑产能组合

公用事业规模资产将占据 2024 年东南亚可再生能源市场 80% 的份额，反映了国有公用事业采购优先事项。然而，工商业安装正以 21% 的复合年增长率增长，将企业脱碳目标与出口制造商的关税对冲结合起来。泰国的汽车产业集群得到了亚行 8.2 亿美元的太阳能加储能项目的支持，是这一转型的典型代表，而越南的电子园区则签署了屋顶阵列的直接购电协议。尽管印度尼西亚的社区太阳能试点表明了逐步变化的信号，但由于前期成本和净计量上限，住宅的使用量仍然很低。

随着工厂屋顶和工业区采用自发电，分配给工商业项目的东南亚可再生能源市场规模有望在 2030 年翻一番。通过全国拍卖，公用事业规模持续增长——菲律宾第三次绿色能源拍卖吸引了 7.53 吉瓦的投标，凸显了抽水蓄能存储的复兴，提供 6.95 GW 的容量。开发商现在将商业销售与企业承购混合在一起，模糊了细分市场之间的界限。

地理分析

利用早期的屋顶激励措施和成熟的拍卖制度，越南在 2024 年保留了东南亚可再生能源市场 59.1% 的份额。印度尼西亚发布了 16.5% 的复合年增长率展望，该国正在通过竞争性招标和爪哇水库浮式太阳能突破来缩小差距。在 Green Lane 快速跟踪下，菲律宾有望获得巨大收益，其 178 吉瓦的海上风电资源为实际项目带来了 4.13 万亿比索的价值。泰国采取中间路线，从公用事业规模转向工业承购，重点关注经济区的 5 吉瓦 FIT 轮。马来西亚砂拉越凭借水电盈余和太阳能建设，成为新加坡的出口国。^{[4]SolarQuarter，“砂拉越的出口雄心”，solarquarter.com}新加坡是一个金融和承购中心，通过 4 吉瓦的进口合同支撑区域项目。

印度尼西亚的飙升受益于主权拍卖的透明度和奖励先行者的 REC 交易。Norfund 在 Xurya 屋顶项目中投资 5500 万美元，表明人们对分布式投资组合的信心不断增强。CS 的越南当地组件工厂风能提供了区域供应链的弹性，可能会削减即将到来的老挝和柬埔寨风电招标的资本支出。

竞争格局

东南亚可再生能源市场的竞争温和且激烈，没有一家开发商超过装机容量的 10% - 菲律宾的 ACEN 和 Gulf Energy。泰国的 B.Grimm 和泰国的 B.Grimm——利用国内关系快速赢得土地和许可证。Ørsted 和 Vena Energy 等国际巨头带来了项目融资规模和海上风电专业知识，通常与当地合作伙伴合作以获得许可。技术重点是一个关键的差异化因素：Sunseap 专注于工商业太阳能屋顶，Nexif Energy 专注于多国风能，Masdar 专注于浮动太阳能，其 PLN 联合项目证明了这一点。

合资企业正在成为常态。哥本哈根能源公司与 PetroGreen 的合作伙伴 BuhaWind Energy 向北伊罗戈省首个 1 吉瓦海上风电场投资 3,300 亿比索，展示了风险分担如何开启大型项目。供应链本地化提供了成本优势：CS Wind 在越南的塔式工厂和印度尼西亚潜在的机舱装配线减少了交货时间和进口关税。然而，涡轮机短缺在整个地区持续存在，使项目面临价格飙升和进度风险，直到达到当地制造规模。