東南アジア水力発電市場規模・シェア分析 - 成長トレンドと予測（2026年～2031年）

東南アジア水力発電市場レポートは、容量（大規模水力、中規模水力、小規模・マイクロ水力）、技術（貯水池式、流れ込み式、揚水式、インストリームおよびマイクロ導管式）、エンドユーザー（電力事業者、独立系発電事業者、産業・自家消費）、および地理（ベトナム、ラオス、東ティモール、その他）別にセグメント化されています。市場規模および予測は、設備容量（GW）の観点から提供されています。

東南アジア水力発電市場規模とシェア

東南アジア水力発電市場規模
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Mordor Intelligenceによる東南アジア水力発電市場分析

東南アジア水力発電市場は、2025年の61.20ギガワットから2026年に64.07ギガワットへ成長し、2026年～2031年のCAGR 4.68%で2031年までに80.58ギガワットに到達する予測です。

市場分析

かつて大型貯水池ダムを優先していた電力事業者は、日中の太陽光発電の余剰電力を吸収する揚水発電プロジェクトへ予算を振り向けており、一方で独立系発電事業者（IPP）はインドネシアおよびマレーシアにおけるデータセンター向け電力購入契約（PPA）を締結することでCAGR 6.7%という最速のエンドユーザー拡大を記録しています。[1] 2040年までに越境送電容量を2023年半ばの7.7GWから17.6GWへ拡大することを目標とするASEAN電力グリッド（APG）ロードマップは、東南アジア水力発電市場が純粋に国内のベースロード電源としてではなく、地域の柔軟性資産としての役割を果たすようになっていることを示しています。

主要レポートのポイント

  • 容量別では、100MW超の設備が2025年に東南アジア水力発電市場シェアの63.90%を占めており、10MW未満の小規模・マイクロ発電所は2031年までにCAGR 5.62%で拡大する見込みです。
  • 技術別では、貯水池式システムが2025年に東南アジア水力発電市場規模の53.25%を占めており、揚水発電は2031年までにCAGR 8.12%で進展しています。
  • エンドユーザー別では、電力事業者（国営・公営）が2025年に東南アジア水力発電市場の69.55%を維持しており、独立系発電事業者（IPP）は2031年までにCAGR 6.62%という最速の成長を記録する見込みです。
  • 地理別では、ベトナムが2025年の地域容量の38.10%をリードしており、マレーシアは2026年～2031年の間にCAGR 8.86%で成長する見込みです。

注記：本レポートの市場規模および予測値は、Mordor Intelligence の独自推定フレームワークを使用して算出され、2026年時点で入手可能な最新のデータと洞察に基づいて更新されています。

セグメント分析

容量別:

大型プロジェクトの許認可が停滞する中で小規模水力が台頭

10MW未満の小規模・マイクロ発電所はCAGR 5.62%という最速の成長を記録しており、開発者が簡素化された許認可プロセスと低い社会的ライセンスリスクを優先した結果です。フィリピンは2024年までに175MWの小規模水力を追加し、さらに500MWがパイプラインにあり、孤立系統の島における石油発電の代替を目標としています。ベトナムには2,500以上の小規模発電所がありますが、累積影響調査が完了するまで2024年に新規ライセンスを停止しました。

100MW超の大規模水力は、バクン（2,400MW）やスリナガリンド（720MW）などの既存資産に支えられ、2025年の東南アジア水力発電市場シェアの63.90%を依然として占めています。新規容量は現在ラオスに集中しており、中国融資によるサヤブリ（1,285MW）が2024年に完全運転に達しました。10～100MWの中規模水力は、建設期間、ユニット規模、社会的受容性のバランスを取る中間戦略を果たしており、PT Perusahaan Listrik Negara（PLN）はスマトラおよびカリマンタンでこうした計画を680MW計上しています。

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東南アジア水力発電市場の設備容量別市場シェア、2025年

技術別:

揚水発電が太陽光裁定プレミアムを獲得

揚水発電は、8～24時間の放電時間が地域の拡大するピーク・トラフ差に対応することからCAGR 8.12%で進展しています。420MWワワ（Wawa）プロジェクトを筆頭とするフィリピンの5.7GWパイプラインは2028年～2030年の運開を目指しています。タイは1.6GWの新規揚水発電に900億タイバーツを拠出し、インドネシアでは2024年に裁定スプレッドが55米ドル/MWhを超えた機会として3.7GWをマッピングしています。

貯水池式発電所は、バクンやホアビンなどの多目的ダムに支えられ、2025年の東南アジア水力発電市場規模の53.25%を維持しています。メコン川委員会のガイドラインが回遊魚を支える支流の設計として流れ込み式を推奨した後、流れ込み式資産は容量の約28%を占めるようになりました。インストリームおよび導管システムはニッチな存在にとどまっていますが、インドネシアの灌漑用水路での有望性を示しています。

エンドユーザー別:

独立系発電事業者がデータセンターおよび企業PPA需要を開拓

独立系発電事業者（IPP）は、カーボンフリーエネルギーに固定価格を支払うプレミアム企業PPAを締結することで、国営電力事業者の約2倍のCAGR 6.62%を2031年までに記録しました。Aboitiz Powerが2024年にフィリピンのデータセンターと締結した150MWの契約は、スポット価格より30%高い電力価格を設定し、時間単位の再生可能エネルギー証書のマッチングを含みます。Sarawak Energyはハイパースケーラーに5米ドル/MWhのグリーンプレミアムで300MWを割り当てました。

国有企業は2025年の出力の69.55%を依然として供給していますが、債務上限が建設拡大を鈍化させており、Vietnam Electricity（EVN）は2030年までの計画に対して42億米ドルの資金調達ギャップを開示しています。産業・自家消費ユーザーは、パーム油工場でのマイクロ水力改修により4年未満の回収期間を実現し、緩やかな拡大を見せています。

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東南アジア水力発電市場のエンドユーザー別市場シェア、2025年

地理分析

ASEAN水力発電市場

ベトナムは2025年の設備容量の38.10%を占めているが、現在は16.5 GWの太陽光発電ポートフォリオを安定させるため、4.5 GWの揚水発電、ジャライ省、バクアイ、ホアビン拡張プロジェクトへの新規投資を振り向けている。ベトナムの電力インフラは、再生可能エネルギーの間欠性を調整するため、揚水発電へとシフトしている。インドネシアは6.2 GWで続いているが、PLNの2024年〜2030年ロードマップは、石炭発電ユニットの廃止に伴い、ジャワ島およびバリ島における揚水発電へと軸足を移している。フィリピンは3.9 GWを運用しており、2024年に発電量の35%に達した輸入LNG依存を削減するため、5.7 GWの揚水発電を目標としている。

メコン水力発電市場

河川流域の制約によりタイの3.4 GW水力発電設備は上限に達しているため、EGATは1.6 GWの揚水発電を追加し、越境送電線を通じてラオスから2.1 GWを輸入している。マレーシアの2.1 GWはサラワク州に集中しており、バレ（1,285 MW）は2024年に開通した100 MWの海底ケーブルを通じてシンガポールへの輸出を増加させる（3）。ほぼゼロから出発したティモール・レステは、60 MWのイラララロIが2026年までに完成に近づくにつれ、112.95%のCAGRを記録しており、第2フェーズの140 MWは資金調達を待っている。

ラオス、カンボジア、ミャンマーは2024年に合計8.5 GWを保有しており、ラオスは発電量の90%をタイおよびベトナムに輸出し、「東南アジアの電池」という異名を強固なものにしている。

東南アジア水力発電市場：地域別市場シェア

注記: 全セグメントのセグメントシェアはレポート購入後にご確認いただけます

競争環境

市場集中度

東南アジア水力発電市場の集中度

競争の激しさは中程度です。国営電力事業者であるVietnam Electricity（EVN）、Electricity Generating Authority of Thailand（EGAT）、PT Perusahaan Listrik Negara（PLN）、Tenaga Nasional Berhad（TNB）は2024年に設備容量の68%を管理し、送電資産を所有していました。中国のEPCコントラクターであるPowerChina、Sinohydro、China Three Gorgesは、ターンキー速度と譲許的な一帯一路融資で競争していますが、現在はESGハードルの追加により承認が12～18ヶ月延長される状況に直面しています。Aboitiz Power、CK Power、Sarawak Energyなどの独立系発電事業者（IPP）は、国家予算やリスク許容度が限られている揚水発電や小規模水力の白地空間を占めています。

設備供給業者のAndritz AG、Voith Hydro、General Electric Vernovaは、タイおよびフィリピンが系統規定を厳格化する中でタービン改修の入札を競っています。Andritz AGの2024年可変速フランシス型タービン特許は8～12%の部分負荷効率向上を主張しており、15～25米ドル/MWhと評価される補助サービス市場における差別化要因となっています。[6]

デジタル化が新たな評価基準となっています。Electricity Generating Authority of Thailand（EGAT）のマルチリザーバーAIオプティマイザーおよびPT Perusahaan Listrik Negara（PLN）の予知保全エッジモジュールは、運用・保守コストを2～5米ドル/MWh削減し、新たな資本投入なしに資産寿命を延長しています。蓄電池開発者は現在2～4時間サービスにおいて揚水発電を下回るコストを実現しており、ブロックチェーン再生可能エネルギー証書プラットフォームにより独立系発電事業者は企業PPAにおいて電力事業者の仲介を迂回することができます。

東南アジア水力発電産業のリーダー企業

  1. Vietnam Electricity Construction JSC

  2. Tenaga Nasional Berhad

  3. Andritz AG

  4. PT Perusahaan Listrik Negara

  5. Electricity Generating Authority of Thailand

  6. 注：主要企業の掲載順は順位を示すものではありません。

東南アジア水力発電市場 このレポートでカバーされる企業

  • Vietnam Electricity (EVN)
  • Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT)
  • PT Perusahaan Listrik Negara (PLN)
  • Tenaga Nasional Berhad (TNB)
  • Aboitiz Power Corp.
  • Power Construction Corp. of China (PowerChina)
  • Sinohydro
  • Andritz AG
  • Voith Hydro
  • General Electric Vernova
  • Toshiba Energy Systems
  • Hitachi Energy
  • China Yangtze Power
  • China Three Gorges South-East Asia
  • Datang Hydropower
  • CK Power PLC
  • Sarawak Energy Berhad
  • Banpu Power
  • AC Energy Holdings
  • EDC Hydro

最近の産業開発事情 東南アジア水力発電市場

  • 2025年1月：世界銀行は、2040年までに相互接続容量を17.6GWに引き上げる越境送電線向けに8,000億米ドルを動員することを目的に、5億米ドルの初期拠出を伴うASEAN電力グリッドファシリティを開始しました。
  • 2024年10月：Sarawak EnergyはChina Three Gorgesに1,285MWバレー（Baleh）プロジェクトのEPC契約を発注し、300MWのハイパースケーラーPPAを含む東南アジア最大の水力バックド企業取引となりました。

東南アジア水力発電市場業界レポートの目次

1. はじめに

  • 1.1 調査の前提条件と市場定義
  • 1.2 調査範囲

2. 調査方法論

3. エグゼクティブサマリー

4. 市場の全景

  • 4.1 市場概要
  • 4.2 市場ドライバー
    • 4.2.1 変動する太陽光・風力発電の統合に伴う系統安定化需要の急増
    • 4.2.2 低金利ASEANグリーンボンド流入
    • 4.2.3 ASEAN電力グリッドロードマップに基づく地域電力取引
    • 4.2.4 インドネシアおよびマレーシアにおけるデータセンター支援型民間PPA
    • 4.2.5 太陽光発電の過剰発電に対する水バッテリー揚水発電
    • 4.2.6 AI支援水文予測による運用・保守コストの削減
  • 4.3 市場の抑制要因
    • 4.3.1 安価なユーティリティ規模の蓄電池価格
    • 4.3.2 反ダム社会運動の激化
    • 4.3.3 長期化するラニーニャ・エルニーニョによる流量変動
    • 4.3.4 越境ESGデューデリジェンスによる中国EPCローンの遅延
  • 4.4 サプライチェーン分析
  • 4.5 規制環境
  • 4.6 技術展望
  • 4.7 ポーターのファイブフォース
    • 4.7.1 供給者の交渉力
    • 4.7.2 買い手の交渉力
    • 4.7.3 新規参入者の脅威
    • 4.7.4 代替品の脅威
    • 4.7.5 競争の激しさ

5. 市場規模・成長予測

  • 5.1 容量別
    • 5.1.1 大規模水力（100MW超）
    • 5.1.2 中規模水力（10～100MW）
    • 5.1.3 小規模・マイクロ水力（10MW未満）
  • 5.2 技術別
    • 5.2.1 貯水池式
    • 5.2.2 流れ込み式
    • 5.2.3 揚水式
    • 5.2.4 インストリームおよびマイクロ導管式
  • 5.3 コンポーネント別（定性分析のみ）
    • 5.3.1 タービン
    • 5.3.2 発電機
    • 5.3.3 制御・自動化
    • 5.3.4 バランス・オブ・プラント
  • 5.4 エンドユーザー別
    • 5.4.1 電力事業者（国営・公営）
    • 5.4.2 独立系発電事業者
    • 5.4.3 産業・自家消費
  • 5.5 地理別
    • 5.5.1 ベトナム
    • 5.5.2 インドネシア
    • 5.5.3 フィリピン
    • 5.5.4 タイ
    • 5.5.5 マレーシア
    • 5.5.6 シンガポール
    • 5.5.7 東南アジアその他（ブルネイ、カンボジア、ラオス、ミャンマー、東ティモール）

6. 競争環境

  • 6.1 市場集中度
  • 6.2 戦略的動向（M&A、パートナーシップ、PPA）
  • 6.3 市場シェア分析（主要企業の市場ランク・シェア）
  • 6.4 企業プロファイル（グローバルレベルの概要、市場レベルの概要、コアセグメント、財務情報（入手可能な場合）、戦略情報、製品・サービス、最近の動向を含む）
    • 6.4.1 Vietnam Electricity (EVN)
    • 6.4.2 Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT)
    • 6.4.3 PT Perusahaan Listrik Negara (PLN)
    • 6.4.4 Tenaga Nasional Berhad (TNB)
    • 6.4.5 Aboitiz Power Corp.
    • 6.4.6 Power Construction Corp. of China (PowerChina)
    • 6.4.7 Sinohydro
    • 6.4.8 Andritz AG
    • 6.4.9 Voith Hydro
    • 6.4.10 General Electric Vernova
    • 6.4.11 Toshiba Energy Systems
    • 6.4.12 Hitachi Energy
    • 6.4.13 China Yangtze Power
    • 6.4.14 China Three Gorges South-East Asia
    • 6.4.15 Datang Hydropower
    • 6.4.16 CK Power PLC
    • 6.4.17 Sarawak Energy Berhad
    • 6.4.18 Banpu Power
    • 6.4.19 AC Energy Holdings
    • 6.4.20 EDC Hydro

7. 市場機会と将来展望

  • 7.1 ホワイトスペースおよび未充足ニーズの評価

東南アジア水力発電市場レポートの範囲

水力発電（水力電力）は、最大かつ最古の再生可能エネルギー源の一つであり、水の自然な流れを利用して電力を生成します。水力発電技術は、ダムまたは取水構造物によって生み出される、一方向に流入し他方向に流出する水の落差によって電力を生成します。

東南アジア水力発電市場は、容量、技術、コンポーネント、エンドユーザー、および地理別にセグメント化されています。容量別では、市場は大規模水力（100MW超）、中規模水力（10～100MW）、小規模・マイクロ水力（10MW未満）にセグメント化されています。技術別では、市場は貯水池式、流れ込み式、揚水式、インストリームおよびマイクロ導管式にセグメント化されています。エンドユーザー別では、市場は電力事業者（国営・公営）、独立系発電事業者、産業・自家消費にセグメント化されています。地理別では、市場はベトナム、インドネシア、フィリピン、タイ、マレーシア、シンガポール、東南アジアその他（ブルネイ、カンボジア、ラオス、ミャンマー、東ティモール）にセグメント化されています。レポートは東南アジア全体の市場規模および予測も対象としています。

各セグメントについて、市場規模の測定と予測は設備容量（GW）に基づいて実施されています。

セグメンテーション概要

容量別
大規模水力（100MW超）
中規模水力（10～100MW）
小規模・マイクロ水力（10MW未満）
技術別
貯水池式
流れ込み式
揚水式
インストリームおよびマイクロ導管式
コンポーネント別（定性分析のみ）
タービン
発電機
制御・自動化
バランス・オブ・プラント
エンドユーザー別
電力事業者（国営・公営）
独立系発電事業者
産業・自家消費
地理別
ベトナム
インドネシア
フィリピン
タイ
マレーシア
シンガポール
東南アジアその他（ブルネイ、カンボジア、ラオス、ミャンマー、東ティモール）
容量別 大規模水力（100MW超）
中規模水力（10～100MW）
小規模・マイクロ水力（10MW未満）
技術別 貯水池式
流れ込み式
揚水式
インストリームおよびマイクロ導管式
コンポーネント別（定性分析のみ） タービン
発電機
制御・自動化
バランス・オブ・プラント
エンドユーザー別 電力事業者（国営・公営）
独立系発電事業者
産業・自家消費
地理別 ベトナム
インドネシア
フィリピン
タイ
マレーシア
シンガポール
東南アジアその他（ブルネイ、カンボジア、ラオス、ミャンマー、東ティモール）

レポートで回答される主要な質問

2026年における東南アジアの水力発電設備容量はどのくらいですか？

2026年の総設備容量は64.07GWに達し、2031年までに80.58GWへ成長する予測です。

地域で最も急速に拡大している技術は何ですか？

揚水発電プロジェクトが最も高い成長を示しており、太陽光発電出力の増大を補完することで2031年までにCAGR 8.12%で進展しています。

独立系発電事業者（IPP）はなぜ国営電力事業者に対して優位性を獲得しているのですか？

独立系発電事業者（IPP）はハイパースケーラーおよび産業顧客とプレミアム企業PPAを締結し、国営電力事業者の3.76%のCAGRに対してCAGR 6.62%を獲得しています。

ASEAN電力グリッドはどのような役割を果たしていますか？

APGロードマップは2040年までに越境容量を17.6GWとすることを目指しており、水力発電をガス輸入を代替する地域の柔軟性資源へと転換させています。

蓄電池価格は揚水発電の経済性にどのような影響を与えていますか？

リチウムイオンのコスト低下により2～4時間サービスのコスト差が縮小していますが、揚水発電は8～24時間の放電時間において依然として競争力を維持しています。

どの国が最も急速に設備容量を増加させていますか？

東ティモールは60MWイラランロ（Iralalaro）Iプロジェクトが2026年までに運用開始することで、小規模ベースからCAGR 112.95%を記録しています。

最終更新日:

著者: エネルギー・化学品・素材プラクティス (ENで閲覧可能)