Markt für erneuerbare Energien in Südostasien - Größen- und Marktanteilsanalyse: Wachstumstrends und Prognose (2026-2031)

Marktübersicht

Markt für erneuerbare Energien in Südostasien Markt Übersicht und Kennzahlen

Studienzeitraum	2021 - 2031
Prognosedatenzeitraum	2026 - 2031
Marktgröße im Basisjahr (2025)	125.10 Gigawatt
Marktvolumen (2026)	142.01 Gigawatt
Marktvolumen (2031)	267.84 Gigawatt
Wachstumsrate (2026 - 2031)	13.52 %
Marktkonzentration	Mittel
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0.

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Markttrends und Einblicke

Boom der grünen Energiefinanzierung durch in Singapur ansässige Fonds

Singapurs Rahmen für grüne Anleihen zielt darauf ab, bis 2030 ein nachhaltiges Emissionsvolumen von 35 Milliarden Singapur-Dollar zu erreichen, und katalysiert grenzüberschreitende Kapitalflüsse in erneuerbare Projekte in ganz ASEAN.^[2] Staatliche Investitionsvehikel wie Temasek, die mit dem 1,4 Milliarden US-Dollar schweren Klimafonds von BlackRock kooperieren, lenken privates Kapital in dezentrale Solarentwickler und erschließen gewerbliche und industrielle (G&I) Dachflächen, die bisher unterversorgt waren. Die Investition des Norwegischen Klimainvestitionsfonds in Höhe von 55 Millionen US-Dollar in das indonesische Unternehmen Xurya zeigt, dass ausländische Investoren kleinere, skalierbare Anlagen bevorzugen, die zu industriellen Stromprofilen passen. Lokale Banken ziehen nach: Das RE100-Versprechen der DBS signalisiert, dass Finanziers in Unternehmenskredite grüne Beschaffungsklauseln einbetten und damit ein Ökosystem schaffen, in dem die Beschaffung erneuerbarer Energien zur Grundanforderung wird.

Schnelle unternehmensweite RE100-Beschaffung in exportorientierten Branchen in Vietnam und Thailand

Vietnam hat sein Solarziel für 2030 auf 73 GW angehoben, nachdem multinationale Unternehmen, die aus China verlagern, eine Nachfrage signalisiert haben, die frühere Prognosen übersteigt. Thailand folgt diesem Kurs: seine Einspeisevergütungsrunde über 5 GW earmarkt ausdrücklich Industriegebiete, in denen Automobil- und Elektronikhersteller nachweislich sauberen Strom benötigen. Das Darlehen der Asiatischen Entwicklungsbank in Höhe von 820 Millionen US-Dollar für 12 thailändische Solar-plus-Speicher-Projekte unterstreicht, dass Speicher von der Pilotphase zur Voraussetzung für eine Rund-um-die-Uhr-Versorgung geworden ist. Langfristige gewerbliche Stromabnahmeverträge (PPAs), die oft 15 bis 20 Jahre umfassen, liegen mittlerweile im Preis unter volatilen LNG-indizierten Tarifen und bieten Exporteuren sowohl Kostensicherheit als auch die Einhaltung von Verhaltenskodizes der Lieferanten.

Zunehmende LNG-Preisvolatilität verbessert die Wettbewerbsfähigkeit der Stromgestehungskosten (LCOE) von Solar-plus-Speicher

Die Spot-LNG-Preise lagen im Jahr 2024 im Durchschnitt mehr als doppelt so hoch wie ihr 10-Jahres-Mittelwert, was die nivellierten Kosten der Gaserzeugung über die vergleichbarer Solar-plus-Speicher-Projekte in Indonesien und Thailand ansteigen ließ. Indonesiens staatlicher Stromversorger PLN absorbierte 8 Milliarden US-Dollar an Subventionen, um Einzelhandelstarife abzuschirmen, was den Willen der Regierung schärfte, das fossile Engagement zu reduzieren. Industrielle Käufer reagieren darauf, indem sie erneuerbare Energien absichern, um das Energiepreisrisiko zu hedgen; dies hat Solar in Kombination mit Vier-Stunden-Batterien bankable gemacht, da Projektfinanzierungsmodelle Netzdienstleistungserlöse und Energieverkäufe erschließen können. In Thailand priorisieren energieintensive Exporteure erneuerbare Energien zur Haushaltsstabilität und treiben damit die gewerbliche und industrielle (G&I) Nachfrage über die frühere Ausrichtung auf den Versorgungsmaßstab hinaus.

Grenzüberschreitende Stromhandels-Initiativen (Laos-Thailand-Malaysia-Singapur) skalieren die regionale Nachfrage

Das 300-MW-Pilotprojekt des LTMS-PIP validierte die technische Machbarkeit eines multinationalen, asynchronen Netzhandels.^[3] Singapur, eine flächenbeschränkte, aber wohlhabende Nation, hat sich verpflichtet, bis 2035 4 GW erneuerbare Energien zu importieren, und finanziert damit faktisch große Wasser- und Solarprojekte in den Nachbarwirtschaften. Sarawak Energy positioniert Malaysias wasserreichen Bundesstaat als Exporteur sauberer Energie, während Laos beabsichtigt, überschüssige Wasserkraft durch den Export von Strom nach Süden zu monetarisieren. Harmonisierte Durchleitungsregeln im Rahmen der umfassenderen ASEAN-Stromnetzinitiative reduzieren das Investorenrisiko und ermöglichen es Entwicklern, Projekte auf einen multinationalen Abnahmepool statt auf eine einzelne nationale Nachfragekurve auszulegen.

Netzüberlastung und Abregelungsrisiken im südlichen Korridor Vietnams

Vietnams Ausbau erneuerbarer Energien hat sein 500-kV-Backbone überholt und zwingt Solarparks in Ninh Thuan und Binh Thuan zur Abregelung, da die Nachfrage Hunderte von Kilometern nördlich liegt. Der achte Energieentwicklungsplan erkennt diesen Engpass an, doch die Zeitpläne für neue Leitungen bleiben vage. Entwickler kalkulieren Abregelungsannahmen von 5 bis 10 % in ihre Cashflows ein, was die erforderlichen Tarife oder Renditen erhöht. Die Regierung hat direkte Leitungs-PPAs an die lokale Industrie als vorübergehende Entlastungsmaßnahme vorgeschlagen, doch dies würde die Überlastung verlagern, anstatt sie zu lösen. Bis die Übertragungskapazität aufgeholt hat, könnten Financiers Regionen mit ausreichender Netzkapazität bevorzugen.

Grundstückssicherungs- und Wegerechts-Herausforderungen für Projekte im Versorgungsmaßstab auf den Philippinen

Komplexe Grundstückstitel und Kleingrundstücke verzögern die Standortaggregation, erhöhen die Nebenkosten und verlängern die Zeitpläne für den Finanzabschluss. Aboitiz Power nennt Grundstücksfragen neben dem Netzzugang als seine wichtigsten Entwicklungsrisiken; mehr als 1.000 zugeteilte Serviceverträge bleiben inaktiv und verdeutlichen den Stillstand. Um bis 2040 das Ziel einer Solarkapazitätserzeugung von 50 % zu erreichen, wären 46.140 Hektar erforderlich, was den Wettbewerb mit der Landwirtschaft verschärft. Grüne Genehmigungswege (Green Lanes) vereinfachen den bürokratischen Aufwand, können jedoch überlappende Besitzverhältnisse nicht lösen; tiefgreifendere Katasterreformen sind erforderlich.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Wasserkraft hatte im Jahr 2025 einen Anteil von 51,35 % an der installierten Kapazität, gestützt durch große Staudämme in Laos und der malaysischen Region Sarawak, die überschüssigen Strom an Nachbarstaaten exportieren. Solarphotovolataik versorgte nach dem Boom von 2019-2020 rund 35 % des Energiebedarfs Vietnams und profitierte von einem Modulüberangebot, das die Preise unter 0,15 US-Dollar pro Watt drückte. Onshore-Windenergie trug 8-10 % bei, konzentriert auf Vietnams zentrales Hochland, während Offshore-Wind trotz Mehrgigawatt-Konzessionen noch in der Vorbaupase verbleibt. Meeresenergie ist auf erhebliches Wachstum ausgerichtet, mit einer prognostizierten CAGR von 134,85 % bis 2031 für Gezeiten- und Wellenenergie-Pilotprojekte auf den Philippinen und in Indonesien.

Meerestechnologien umfassen derzeit weniger als 10 MW, sodass selbst bescheidene Zuwächse zu einem dreistelligen Wachstum führen werden. Die Investitionsausgaben pro Megawatt liegen 3-4 mal so hoch wie bei Offshore-Wind, und regionale Lieferketten für Unterwasserkabel fehlen, was die kurzfristige Kommerzialisierung bremst. Bioenergie lieferte 4-5 %, hauptsächlich aus Palmöl-Mühlabwasser in Indonesien und Reishülsenverbrennung in Thailand, während Geothermie, klassifiziert unter "Sonstiges", rund 2 GW lieferte, hauptsächlich in Indonesien und auf den Philippinen.

Notiz: Segmentanteile aller Einzelsegmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Versorgungsunternehmen besaßen im Jahr 2025 70,15 % der Kapazität und werden voraussichtlich mit einer CAGR von 15,92 % aufgrund von Gigawatt-Ausschreibungen in Indonesien und auf den Philippinen wachsen. Wettbewerbsorientierte Ausschreibungen haben die Tarife im Vergleich zu früheren Anreizen um 20-30 % gesenkt, was Entwickler dazu veranlasst, Ingenieurwesen, Beschaffung und Baukosten zu optimieren. Gewerbliche und industrielle Dach-Solaranlagen erfassten 20-25 % des Marktes, angetrieben durch Vietnams Dekret 80/2024 und Thailands Regelungen für direkte PPAs, die es Exporteuren ermöglichen, 10- bis 15-jährige Verträge zu festen Preisen abzuschließen.

Wohngebäude-Dachanlagen bleiben mit 5-8 % marginal, da philippinische und thailändische Obergrenzen die Systemgröße einschränken und die Bankfinanzierung für Kleineigentümer knapp ist. Singapur unterscheidet sich: mehr als 1.500 HDB-Blöcke beherbergen Paneele aufgrund vorgeschriebener solarfertiger Dächer, was die Rolle der Politik bei der Nachfrageschaffung verdeutlicht.

Notiz: Segmentanteile aller Einzelsegmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Markt für erneuerbare Energien in Vietnam

Vietnams Anteil von 41,55 % am Markt für erneuerbare Energien in Südostasien im Jahr 2025 resultierte aus einem Solarboom von 16 GW in den Jahren 2019–2020; jedoch hemmt eine mittägliche Abregelung von 30–40 % derzeit die Renditen. Das Netzaufrüstungsprogramm der EVN im Wert von 3 Milliarden USD, das für 2027 geplant ist, sollte die Netzüberlastung verringern, während Dekret 80/2024 eine Nachfrage von 1 GW aus Unternehmens-PPAs erschließt und damit Auktionsverzögerungen teilweise ausgleicht. Offshore-Wind, einschließlich des 3,5-GW-Projekts La Gan, könnte die Stromerzeugung nach 2027 diversifizieren, obwohl typhonsichere Turbinen die Investitionskosten um 15–20 % gegenüber europäischen Benchmarks erhöhen.

Markt für erneuerbare Energien in Indonesien, den Philippinen, Thailand, Malaysia, Singapur und Brunei

Indonesien und die Philippinen setzen auf Auktionen, um ihre Netto-Null-Verpflichtungen zu erfüllen. Indonesiens Just Energy Transition Partnership im Wert von 20 Milliarden USD verzeichnet eine schleppende Mittelauszahlung, und PPA-Verhandlungen dauern in der Regel 9–12 Monate. Die 3,6-GW-Auktion der Philippinen im Jahr 2024 ist mit Grundstückssicherungs-Engpässen konfrontiert, doch niedrige Solar- und Windtarife signalisieren eine verbesserte Wettbewerbsfähigkeit. Indonesiens schwimmendes Solarprojekt Cirata mit 145 MW verdeutlicht das Potenzial von Stauseen und bietet Einsparungen bei den Netzanschlusskosten von 30–40 % im Vergleich zu Freiflächenprojekten. Thailand und Malaysia weisen ausgereifte regulatorische Rahmenbedingungen auf. Thailands Direktes-PPA-Gesetz und Malaysias Corporate Renewable Energy Supply Scheme ziehen multinationale Hersteller an, die grüne Stromabsicherungen suchen. Thailand prüft zudem Pumpspeicherkraftwerke zur Pufferung variabler erneuerbarer Energiequellen, während Malaysia im Bundesstaat Sarawak Wasserkraftüberschüsse in die Netze der Halbinsel exportiert. Singapur kompensiert den Landmangel mit einem Importziel von 4 GW und obligatorischer Dachsolaranlage auf öffentlichen Wohngebäuden, während Brunei, ausgehend von nahezu null erneuerbaren Energien im Jahr 2024, bis 2031 einen CAGR von 101,32 % erwartet, gestützt durch sein erstes Solarkraftwerk mit 54 MW.

Notiz: Segmentanteile aller Einzelsegmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Regulatorisches Umfeld

Die politischen Rahmenwerke in ganz Südostasien werden zunehmend um Auktionen, direkte Stromabnahmeverträge (DPPAs) und die Abstimmung des grenzüberschreitenden Handels im Rahmen der ASEAN-Zusammenarbeit strukturiert. Auf regionaler Ebene wurde der ASEAN-Aktionsplan für Energiekooperation (APAEC) 2026-2030 verabschiedet, der die koordinierte Umsetzung des ASEAN Power Grid und die damit verbundenen Arbeiten zur Harmonisierung der Regeln für länderübergreifenden Netzdurchleitungsverkehr (Wheeling) und den Handel mit erneuerbarem Strom stärkt.

Auf nationaler Ebene formalisieren Regierungen und Regulierungsbehörden weiterhin die rechtlichen Rahmenbedingungen für den Ausbau und die Beschaffung erneuerbarer Energien. Vietnam hat das Dekret 58/2025/ND-CP (in Kraft seit März 2025) als Leitrahmen für die Entwicklung erneuerbarer und neuer Energiequellen im Rahmen des Elektrizitätsgesetzes erlassen und unterstützt damit strukturierte Investitionswege einschließlich unternehmensbezogener Abnahmemechanismen. In Malaysia hat die Energiekommission (ST) die Leitlinien des Solar Accelerated Transition Action Programme (Solar ATAP) mit Wirkung zum 1. Januar 2026 eingeführt, um verbraucherbasierte Solarenergie mit Netzeinspeisungsoptionen zu erweitern, und zudem die Leitlinien für den Green Electricity Tariff (GET) (14. Juli 2025) aktualisiert, um das Malaysia Renewable Energy Certificate (mREC) zu integrieren; auf subnationaler Ebene betreibt Sabah seit dem 3. Januar 2024 eigene Regeln für die Einspeisegenehmigung und die Tariffähigkeit.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Netzgekoppelte Großsolaranlagen in Kombination mit Speichern bleiben in mehreren ASEAN-Stromsystemen ein zentraler Weißraum, insbesondere dort, wo variable erneuerbare Energien und Engpassmanagement die Bankfähigkeit von Projekten beeinträchtigen. Auf den Philippinen hat Meralco PowerGen Corporation (MGEN) im Juli 2026 Phase 1 von MTerra Solar in Nueva Ecija eingeweiht, die 1.373 MW Solar-PV mit 825 MW (3.300 MWh) Batteriespeicher kombiniert, was zeigt, wie netzgekoppelte Hybridkonfigurationen mit Speicher vom Konzept zur Umsetzung übergehen.

Unternehmens- und grenzüberschreitende Abnahmeregelungen erweitern zudem die investierbare Projektpipeline, insbesondere für exportorientierte Industrielasten, die nachvollziehbaren Ökostrom suchen. Vietnam hat den DPPA-Mechanismus mit dem Dekret 243/2026/ND-CP (erlassen am 26. Juni 2026) überarbeitet, das frühere Dekrete aus 2025 ändert, um die Umsetzungswege für Erzeuger erneuerbarer Energien beim Vertragsabschluss mit Großverbrauchern zu schärfen. Im Bereich der regionalen Verbundnetze hat das Monsoon Wind Power Project in Laos im August 2025 den kommerziellen Betrieb aufgenommen, als grenzüberschreitende Lieferung von 600 MW erneuerbarer Energie nach Vietnam, was die Investierbarkeit von Projekten stärkt, die um die Nachfrage im Zusammenhang mit dem ASEAN Power Grid strukturiert sind, statt sich allein auf länderspezifische Abnahmen zu stützen. KN Holdings hat im Juni 2026 mit dem Bau eines 304-MW-Floating-Solar-Projekts in Dak Lak begonnen, einschließlich integriertem Batteriespeicher und zugehörigen Umspannwerksarbeiten.