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当前，全球能源结构正经历深刻变革，可再生能源转型加速推进，印尼作为能源消费大国，正面临能源结构优化升级的紧迫挑战与战略机遇。作为东盟最大经济体与全球第四人口大国，印度尼西亚（以下简称“印尼”）在2024年全球经济增长动能趋缓的大环境下，逆势实现5.03%的GDP增速，展现出强劲的经济韧性。本文通过系统梳理印尼新能源资源潜力、政策支持体系及典型项目实践，深度剖析其新能源发展现状，并基于中国与印尼双边合作基础，探索中国企业参与印尼新能源建设的可行路径，挖掘电力领域务实合作的关键突破口。

电力市场现状

一、电力市场结构

印尼电力市场为以国有主导、多元主体协同发展的复合生态。作为行业核心支柱，印尼国家电力公司（PLN）凭借全资国有企业属性，拥有的电厂装机容量超过64GW，为8000多万客户提供服务，并全面负责全国电网的输电、配电及零售全链条运营。非PLN发电主体亦展现强劲活力，涵盖独立发电商（IPP）、工业自备电厂及可再生能源项目等多元业态。

这种混合所有制结构在爪哇-巴厘主电网区域表现尤为典型。PLN通过长期购电协议（PPA）构建起稳定的电力采购框架，将分散的IPP电力资源纳入统一调配体系，形成中央集中调度与分布式电源补充相辅相成的供应模式，有效平衡区域电力供需。

在监管层面，印尼电力行业实行垂直化管理体系。电力总局作为能源部直属机构，承担着行业政策制定、经营许可证核发及技术标准监管等核心职能，通过系统性的制度设计与行政干预，确保电力市场的有序运行与可持续发展。

二、发电量及其消纳

印尼2024年发电量约为343TWh，预计到2028年将达到约414TWh，年均增长率约为2.9%。其中，PLN自有电厂贡献56.9%，通过PPA从独立发电商获取43.1%。印尼能源结构仍以化石燃料为主，一次能源供应结构中，煤炭仍占主导地位，为39%。但可再生能源装机正逐步增长，装机容量达到15G W 。2024年印尼电力市场结构见图1。

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电力消费方面，印尼人均年用电量为1337kWh，较2019年增长23%，但区域发展不平衡问题突出。首都雅加达特区凭借密集的工商业活动与高人口密度，人均用电量高达3200kWh；而地处东部的巴布亚地区，受限于基础设施薄弱和经济发展滞后，人均用电量仅450kWh，不足雅加达的1/7。

装机容量分布亦呈现显著区域差异。2024年，作为全国经济核心的爪哇岛，装机容量约48GW，承担着电力供应的主力军角色；相比之下，苏门答腊岛、加里曼丹岛、苏拉威西岛等其他地区装机规模相对较小，电力供需矛盾更为突出。值得注意的是，爪哇-巴厘核心经济区消耗了全国大部分电力，这种西强东弱的格局对跨区域输电网络建设与电力资源优化配置提出了更高要求。

三、电网基础设施

印尼电网建设形成主网与微网协同发展的格局。其输电网络总里程达7.7万公里，以500kV双回路为骨架的骨干网络串联各主要岛屿，配套189546MVA变电容量保障跨区域电力调配。配电网络持续向偏远地区延伸，115万公里中低压线路承载着约1.07亿用户的用电负荷，全国电气化率已提升至99%。不过，仍存在108个偏远村落尚未接入电网。2024年数据显示，用户年均停电时长为5.21小时，停电次数约为4次。

电力市场发展空间

一、新能源资源储量丰富，开发潜力大

印尼坐拥全球领先的可再生能源储量，在地热能、太阳能、风能等领域展现出显著开发潜力。

1.地热能：全球储量之巅，规模化开发待突破

印尼地处环太平洋火山带，活跃的地质活动孕育了全球最丰富的地热资源，占全球总量的40%，2024年探明储量约28GW，但当前开发率仅8.5%（已开发装机仅2.4GW）。地热能开发依赖地下钻井技术提取蒸汽发电，前期勘探与基建成本较高且存在地质风险，印尼政府正探索地热+制氢产业链延伸，以提升资源综合利用价值。

2.太阳能：赤道辐照优势显著，分布式与漂浮式并行推进

得益于赤道区位，印尼年平均太阳辐射量高达1280-2280kWh/m2，技术可开发潜力超500GW，但开发利用率尚不足0.1%。针对负荷中心土地资源紧张的瓶颈，印尼政府推出太阳能群岛计划，聚焦偏远贫困家庭屋顶光伏系统覆盖，同时积极布局漂浮式光伏项目，以破解土地约束。

3.风能：区域禀赋差异显著，沿海风电存结构性机遇

尽管受赤道无风带影响，印尼全国大部分地区风速偏低，但苏门答腊、东努沙登加拉等沿海区域仍具备稳定风能条件。数据显示，印尼陆上风电理论可开发量约60GW，但实际装机仅154MW，开发率不足0.3%，未来需通过技术升级与区域电网互联释放潜力。

二、能源转型压力驱动市场规划

当前印尼的碳减排压力巨大，2023年印尼的碳排放量就达到了7.3亿吨，占全球排放总量1.94%，位列全球第9位。这主要是因为印尼以化石能源为主的发电系统。截至2024年，印尼仍有超过60%的电力来源于煤炭，并网与离网燃煤电厂的总装机量超过52GW，其中并网燃煤电厂装机量超过37GW。

为了减少传统能源对环境的影响，印尼于2021年提出了国家碳中和目标，计划在2060年之前实现净零排放。主要聚焦于提升可再生能源比例、推动电动汽车普及和建设超级电网三方面。2024年，印尼总统在巴西举行的第三届G20峰会上称，计划未来15年淘汰燃煤和化石燃料发电厂，实现2050年净零排放，较此前承诺提前10年，并计划建设超75GW可再生能源，包括太阳能27GW、水电25GW、风能15GW、地热能7GW、生物质能1GW。此外，根据印尼方面发布的《综合投资与政策计划》，印尼计划到2030年将可再生能源发电装机量提升至总装机量的44%，并且在2040年将这一比例提高至75%，在2050年达到90%。

三、地理格局驱动电网互联与储能体系建设

印尼由1.7万个岛屿构成的千岛之国地理特征，使其电力系统呈现显著碎片化格局。当前电网高度集中于爪哇-巴厘主网，而苏门答腊、加里曼丹、苏拉威西和巴布亚4大区域电网仍处于独立运行状态，跨岛输电能力薄弱，成为制约低碳电力系统构建的核心瓶颈。为此，PLN提出超级电网规划，拟通过高压直流输电技术实现5大主岛电网互联，但项目面临巨额资金缺口。

与此同时，大量偏远岛屿村庄依赖高碳柴油发电，清洁能源替代需求迫切。微电网技术、风光储多能互补系统等分布式解决方案，因能适配岛屿分散化用电需求，成为印尼电力转型的重要方向。这一地理挑战倒逼印尼在推进主网互联的同时，加速构建大电网+微电网协同发展的新型电力系统，以提升可再生能源消纳能力与供电可靠性。

发展机遇与建议

在国际能源转型的大背景下，中资电力企业深度参与印尼新能源市场既是拓展全球业务的重要战略，也是融入国际能源转型浪潮的关键路径。作为东南亚最大经济体和全球第4人口大国，印尼正加速推进能源结构改革，计划到2050年实现净零排放目标。这一进程中，中资企业凭借技术、资金和全产业链优势，将发挥不可替代的作用。

一、储能技术融合与智能电网升级实践

针对印尼岛屿分散、电网互联率低的结构性难题，中资企业可依托电化学储能技术成本持续下降的优势，在苏拉威西等离网区域推广光伏+储能微电网集成方案，替代高污染的柴油发电模式。同时，深度参与印尼抽水蓄能项目规划，以特高压技术为支撑，助力跨岛高压直流输电网络建设，目标提升跨岛输电能力40%。针对印尼电网升级所需的70亿美元投资缺口，建议探索PPP合作模式与PLN共建从系统设计到运维管理的全周期解决方案。

二、地热资源深度开发与氢能产业前瞻布局

聚焦印尼占全球40%储量却开发率不足的地热资源，中资企业可重点突破深层地热勘探核心技术，推动高温地热电站集群开发，并同步配套绿氢电解设施。结合沿海风能、光伏资源禀赋，谋划地热+绿氢综合能源基地建设，探索绿氢在工业脱碳、跨境能源贸易等场景的应用路径。值得关注的是，印尼政府正制定国家氢能战略，目标至2060年实现年产990万吨绿氢，覆盖工业、交通、电力及家庭用气网络，为中资企业参与氢能全产业链布局提供战略机遇。

结语

印尼新能源市场正迎来政策红利与技术革新交织的战略机遇期，中国企业凭借技术储备、资本运作与全产业链整合的独特优势，在印尼能源转型进程中占据关键位置。针对印尼政府提出的可再生能源发展目标，建议聚焦漂浮式光伏规模化开发与多能互补集成项目，深度挖掘其沿海风能资源与地热资源的开发潜力。在此过程中，中国企业有望通过技术输出与模式创新，在印尼能源转型中发挥引领性作用，推动中国与印尼合作从传统产能输出向标准共塑、技术协同的高质量阶段跨越升级。