東南アジア再生可能エネルギー市場規模とシェア

東南アジア再生可能エネルギー市場（2025年～2030年）

Mordor Intelligenceによる東南アジア再生可能エネルギー市場分析

東南アジア再生可能エネルギー市場は2025年に125.10ギガワットと評価され、2026年の142.01ギガワットから予測期間（2026年～2031年）において年平均成長率（CAGR）13.52%で成長し、2031年までに267.84ギガワットに達すると推定されています。

ASEAN加盟8カ国においてネットゼロ目標に向けた政策の整合化が急速に進み、投資が加速する一方、LNG価格の持続的な変動により、ガス火力発電と比較した太陽光プラス蓄電ソリューションのコスト競争力が向上しています。[1]国際エネルギー機関（IEA）「2024年東南アジアエネルギー・アップデート」iea.org 太陽エネルギーはモジュールコストの低下と成熟したサプライチェーンに支えられ、設備容量の最大シェアを維持しており、風力エネルギーはフィリピンにおける大規模洋上コンセッションおよびベトナムにおける陸上パイプラインの拡大を受けて最も急成長しているセグメントとなっています。輸出志向型産業における企業のRE100プログラムは、特にタイの自動車クラスターおよびベトナムの電子機器工業団地において商業・産業（C&I）需要を促進しています。本地域の競合環境は中程度に分散した状況を維持しており、ACENやGulf EnergyなどのローカルデベロッパーがØrstedやVena Energyなどのグローバルプレーヤーと激しい争いを繰り広げながらギガワット規模の入札に参加しています。

主要レポートの要点

  • 技術タイプ別では、水力発電が2025年の東南アジア再生可能エネルギー市場シェアの51.35%を占めてトップとなり、海洋エネルギーは2031年までに年平均成長率（CAGR）134.85%での拡大が予測されています。
  • エンドユーザーセクター別では、電力会社セグメントが2025年の東南アジア再生可能エネルギー市場規模の70.15%を占め、商業・産業向け電力購入契約（PPA）は2031年にかけて年平均成長率（CAGR）16.14%で成長すると予測されています。
  • 地域別では、ベトナムが2025年に41.55%の設備容量シェアを占める一方、ブルネイは2026年から2031年の間に年平均成長率（CAGR）101.32%の成長が見込まれています。
  • ACEN、B.Grimm Power、Gulf Energyは合計しても2025年の地域設備容量の10%未満を支配するにとどまり、競合フィールドの分散した状況を裏付けています。

注：本レポートの市場規模および予測数値は、Mordor Intelligence 独自の推定フレームワークを使用して作成されており、2026年1月時点の最新の利用可能なデータとインサイトで更新されています。

セグメント分析

技術タイプ別：水力発電が設備容量を牽引、海洋エネルギーがほぼゼロの基盤から急成長

水力発電は2025年の設備容量の51.35%を占め、ラオスの大型ダムおよびマレーシアのサラワク州の大型ダムが余剰電力を隣国に輸出していることが主な支えとなっています。太陽光発電（PV）は2019年から2020年のブームを経てベトナムのエネルギーの約35%を供給しており、モジュールの過剰供給によって価格が1ワット当たり0.15米ドル以下に押し下げられたことが恩恵をもたらしています。陸上風力はベトナム中部高原に集中して8〜10%を貢献している一方、洋上風力はギガワット規模のコンセッションが付与されているにもかかわらず建設前の段階にとどまっています。海洋エネルギーはフィリピンおよびインドネシアにおける潮力・波力パイロット事業が著しく成長する見込みであり、2031年までに年平均成長率（CAGR）134.85%が予測されています。

海洋技術の現在の合計容量は10MW未満であるため、わずかな追加容量でも3桁の成長率をもたらします。メガワット当たりの資本支出は洋上風力の3〜4倍に相当し、海底ケーブルの地域サプライチェーンが不足していることが、近期の商業化を抑制しています。バイオエネルギーはインドネシアのパーム油製造工場廃液およびタイのもみ殻燃焼を主な供給源として4〜5%を供給しており、「その他」に分類される地熱エネルギーはインドネシアおよびフィリピンを中心として約2GWを供給しています。

東南アジア再生可能エネルギー市場：技術別市場シェア、2025年

注記: 各個別セグメントのシェアはレポート購入時に入手可能

エンドユーザーセクター別：電力会社が優位を占め、企業向け電力購入契約（PPA）が調達を再構築

電力会社は2025年の設備容量の70.15%を所有しており、インドネシアおよびフィリピンにおけるギガワット規模の入札を背景に年平均成長率（CAGR）15.92%で成長すると予測されています。競争入札により、料金は旧来のインセンティブと比較して20〜30%圧縮され、デベロッパーはエンジニアリング・調達・建設コストの合理化を迫られています。商業・産業用屋根置き太陽光はベトナムの政令80/2024号およびタイの直接電力購入契約（PPA）ルールに後押しされて市場の20〜25%を獲得しており、輸出製造業者が10〜15年の固定価格契約を締結することを可能にしています。

住宅用屋根置きシステムは、フィリピンおよびタイにおけるシステム規模の上限規制や小規模所有者向け銀行融資の不足から、5〜8%に留まっています。シンガポールは異なる状況を示しており、ソーラー設置義務付けの屋根設計の下で1,500棟以上の組合管理公共住宅（HDB）ブロックにパネルが設置されており、需要創出における政策の役割を示しています。

東南アジア再生可能エネルギー市場：エンドユーザー別市場シェア、2025年

注記: 各個別セグメントのシェアはレポート購入時に入手可能

地域分析

2025年における東南アジア再生可能エネルギー市場でのベトナムの41.55%シェアは、2019年から2020年にかけての16GW規模の太陽光急増に由来するものですが、30〜40%の昼間出力抑制が収益を圧迫しています。ベトナム電力公社（EVN）による30億米ドルの系統増強（2027年完了予定）は系統混雑を緩和するとみられ、政令80/2024号は企業向け電力購入契約（PPA）需要を1GW分開放することで入札遅延を部分的に相殺します。ラ・ガン（La Gan）の3.5GWを含む洋上風力は2027年以降の発電源多様化に寄与する可能性がありますが、台風耐久型タービンは欧州基準と比較して資本支出を15〜20%引き上げます。

インドネシアとフィリピンはネットゼロ公約を果たすために入札に依存しています。インドネシアの200億米ドルの「公正なエネルギー移行パートナーシップ（JETP）」は資金の払い出しが遅く、電力購入契約（PPA）交渉は通常9〜12ヶ月を要します。フィリピンの2024年3.6GW入札は土地確保のボトルネックに直面しているものの、低い太陽光・風力料金は競争力の向上を示しています。インドネシアの145MWチラタ浮体式太陽光発電プロジェクトは貯水池の可能性を示しており、地上設置型と比較して送電接続コストを30〜40%削減できます。 タイとマレーシアは成熟した規制環境を持っています。タイの直接電力購入契約（PPA）法およびマレーシアの企業再生可能エネルギー供給スキーム（CRESS）は、グリーン電力のヘッジを求める多国籍メーカーを引き付けています。タイは変動型再生可能エネルギー源を緩衝するための揚水発電も検討しており、マレーシアのサラワク州は水力発電余剰電力を半島グリッドに輸出しています。シンガポールは土地不足を4GWの輸入目標と公共住宅への屋根置き太陽光設置義務化で補っており、一方ブルネイは2024年には再生可能エネルギーがほぼゼロであったところから最初の54MW太陽光発電所を柱として2031年までに年平均成長率（CAGR）101.32%が見込まれています。

東南アジア再生可能エネルギー市場：地域別市場シェア

注記: 各個別セグメントのシェアはレポート購入時に入手可能

規制環境

東南アジア全域の政策枠組みは、オークション、直接電力購買契約（DPPA）、およびASEAN協力の下での越境取引の連携を中心に構築されつつある。地域レベルでは、ASEANエネルギー協力行動計画（APAEC）2026-2030が承認され、ASEANパワーグリッドの協調的実施と、複数国間ウィーリングおよび再生可能電力取引に関する規則の調和化に向けた取り組みが強化されている。

国レベルでは、政府および規制当局が再生可能エネルギーの導入と調達を可能にする規則の整備を続けている。ベトナムは、電力法に基づく再生可能エネルギーおよび新エネルギー発電開発の指針となる枠組みとして政令58/2025/ND-CP（2025年3月発効）を発布し、企業オフテイクメカニズムを含む体系的な投資経路を支援している。マレーシアでは、エネルギー委員会（ST）が2026年1月1日発効のソーラー加速移行行動プログラム（Solar ATAP）ガイドラインを導入し、グリッド輸出オプションを備えた消費者主導型ソーラーの拡大を図るとともに、マレーシア再生可能エネルギー証書（mREC）を統合するためグリーン電力タリフ（GET）ガイドライン（2025年7月14日）も更新した。準国レベルでは、サバ州が2024年1月3日以降、固有のフィードイン承認およびタリフ適格性規則を運用している。

競合環境

東南アジア再生可能エネルギー市場の競争は中程度であり、激化しつつあります。設備容量の10%を超えるデベロッパーは存在しません。フィリピンのACEN、タイのGulf Energy、タイのB.Grimmなどの地域のリーディングカンパニーは、国内のリレーションシップを活用して土地確保と許認可を迅速に行っています。ØrstedやVena Energyなどの国際大手企業はプロジェクトファイナンスの専門知識と洋上風力の経験を持ち込み、ライセンス取得を乗り越えるためにローカルパートナーと組むことが多いです。技術的な焦点は重要な差別化要因であり、Sunseapは商業・産業（C&I）向け屋根置き太陽光、Nexif Energyは複数国にまたがる風力、Masdarは浮体式太陽光に集中しており、PLNとの共同プロジェクトがその証左となっています。

合弁事業が標準的な手法となっています。コペンハーゲン・エナジーとペトログリーンの合弁会社であるブハウィンド・エナジーは、イロコス・ノルテ最初の1GW洋上風力発電所に3,300億フィリピンペソを投資しており、リスク分担が大規模プロジェクトを解放する仕組みを示しています。サプライチェーンのローカライゼーションはコスト面での優位性をもたらしており、ベトナムにおけるCS Windのタワー工場やインドネシアにおける潜在的なナセル組立ラインは、リードタイムと輸入関税を削減しています。しかし、タービン不足は地域全体で続いており、地域製造が拡大するまでの間、プロジェクトは価格の急騰とスケジュールリスクにさらされています。

東南アジア再生可能エネルギー産業リーダー企業

  1. B.Grimm Power PCL

  2. Gulf Energy Development PCL

  3. ACEN Corp (Ayala Group)

  4. Vena Energy

  5. BCPG PCL

  6. *免責事項:主要選手の並び順不同
東南アジア再生可能エネルギー市場の集中度

市場機会と将来展望

ユーティリティスケールのソーラーと蓄電の組み合わせは、複数のASEAN電力システムにおいて依然として主要なホワイトスペースであり、特に変動性再生可能エネルギーおよび混雑管理がプロジェクトの融資適格性に影響を与える地域でその傾向が顕著である。フィリピンでは、Meralco PowerGen Corporation（MGEN）が2026年7月にヌエバ・エシハ州でMTerraソーラーのフェーズ1を開所し、1,373 MWの太陽光発電と825 MW（3,300 MWh）の蓄電池ストレージを組み合わせた。これは、蓄電を伴うグリッド規模のハイブリッド構成が構想から実行段階へと移行していることを示している。

企業間および越境オフテイクの枠組みも、追跡可能なクリーン電力を求める輸出主導型の産業需要にとって、投資可能なパイプラインを拡大している。ベトナムは2026年6月26日に発布された政令243/2026/ND-CPによりDPPAメカニズムを改良し、2025年の以前の政令を修正して、大口消費者と契約する再生可能エネルギー生産者の実施経路を明確化した。地域間接続の面では、ラオス人民民主共和国のモンスーンウィンドパワープロジェクトが2025年8月に、ベトナムへの600 MWの越境再生可能電力供給契約として商業運転を開始し、単一国オフテイクだけでなくASEANパワーグリッドに連結した需要を中心に構成されたプロジェクトの投資適格性を強化した。KNホールディングスは2026年6月、統合型蓄電池エネルギーストレージおよび付帯変電所工事を伴う、ダクラクにおける304 MWの浮体式ソーラープロジェクトの建設を開始した。

最近の業界動向

  • 2026年7月：Meralco PowerGen Corporation（MGEN）は、フィリピン・ヌエバ・エシハ州でMTerraソーラーのフェーズ1を開所し、1,373 MWの太陽光発電と825 MWの蓄電池エネルギーストレージを導入した。同プロジェクトは、蓄電を核とするグリッド統合手法としてユーティリティスケールのハイブリッド構成を確立するものである。
  • 2026年5月：Gulf Energy Development PCLは、合計契約発電容量939 MWの27件の再生可能エネルギープロジェクトに投資するため、600億タイバーツの融資枠を確保した。ポートフォリオには、843 MWの太陽光発電および太陽光プラスBESS、96 MWの廃棄物発電が含まれる。
  • 2025年5月：ACENとCopenhagen Infrastructure Partners（CIP）は、フィリピン初の大規模海上風力プロジェクトの開発で提携した。この体制は、ACENの現地開発プラットフォームとCIPの海上風力の専門知識・資本を組み合わせ、コンセッション主導のプロジェクト構築を推進するものである。

東南アジア再生可能エネルギー産業レポートの目次

1. 序文

  • 1.1 研究の前提条件および市場定義
  • 1.2 調査の対象範囲

2. 調査方法論

3. エグゼクティブサマリー

4. 市場概況

  • 4.1 市場の全体像
  • 4.2 市場の促進要因
    • 4.2.1 シンガポール拠点ファンドが牽引するASEANグリーンエネルギー資金調達の急成長
    • 4.2.2 ベトナムおよびタイの輸出主導型産業全体での企業RE100調達の急速な拡大
    • 4.2.3 太陽光プラス蓄電の均等化発電原価（LCOE）競争力を高めるLNG価格変動の加速
    • 4.2.4 越境電力取引イニシアチブ（ラオス・タイ・マレーシア・シンガポール）による地域需要の拡大
    • 4.2.5 インドネシアおよびフィリピンによるネットゼロ目標の積極的推進によるギガワット規模入札の解放
    • 4.2.6 インドネシアの水資源制約地域でのチャンスを開拓する系統連系フローティングソーラーパイロット
  • 4.3 市場の抑制要因
    • 4.3.1 ベトナム南部回廊における系統混雑と出力抑制リスク
    • 4.3.2 インドネシアにおけるフィードインタリフから入札への移行に伴う不確実性による独立発電事業者（IPP）パイプラインの遅延
    • 4.3.3 フィリピンにおけるユーティリティ規模プロジェクトの土地確保と用地取得の課題
    • 4.3.4 資本支出・リードタイムを増大させる地域の限定的な風力タービン製造基盤
  • 4.4 サプライチェーン分析
  • 4.5 規制上の見通し
  • 4.6 技術的見通し
  • 4.7 ポーターのファイブフォース
    • 4.7.1 サプライヤーの交渉力
    • 4.7.2 消費者の交渉力
    • 4.7.3 新規参入者の脅威
    • 4.7.4 代替品の脅威
    • 4.7.5 競争上のライバル関係

5. 市場規模と成長予測

  • 5.1 技術別
    • 5.1.1 太陽エネルギー（PVおよびCSP）
    • 5.1.2 風力エネルギー（陸上および洋上）
    • 5.1.3 水力発電（小規模、大規模、揚水発電）
    • 5.1.4 バイオエネルギー
    • 5.1.5 地熱
    • 5.1.6 海洋エネルギー（潮力および波力）
  • 5.2 エンドユーザー別
    • 5.2.1 電力会社
    • 5.2.2 商業・産業
    • 5.2.3 住宅
  • 5.3 地域別
    • 5.3.1 ベトナム
    • 5.3.2 インドネシア
    • 5.3.3 フィリピン
    • 5.3.4 タイ
    • 5.3.5 マレーシア
    • 5.3.6 シンガポール
    • 5.3.7 その他の東南アジア

6. 競合環境

  • 6.1 市場の集中度
  • 6.2 戦略的動向（合併・買収、パートナーシップ、電力購入契約（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 ACEN Corp (Ayala Group)
    • 6.4.2 B.Grimm Power PCL
    • 6.4.3 Gulf Energy Development PCL
    • 6.4.4 BCPG PCL
    • 6.4.5 Trung Nam Group
    • 6.4.6 JinkoSolar Holding Co. Ltd
    • 6.4.7 Canadian Solar Inc.
    • 6.4.8 Trina Solar Co. Ltd
    • 6.4.9 Sindicatum Renewable Energy Co.
    • 6.4.10 Sunseap Group Pte Ltd (EDP Renewables)
    • 6.4.11 Sembcorp Industries Ltd
    • 6.4.12 Nexif Energy
    • 6.4.13 Orsted A/S
    • 6.4.14 Vena Energy
    • 6.4.15 Citicore Renewable Energy Corp
    • 6.4.16 Siemens Gamesa Renewable Energy SA
    • 6.4.17 Vestas Wind Systems A/S
    • 6.4.18 First Gen Corporation
    • 6.4.19 Sarawak Energy Berhad
    • 6.4.20 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
    • 6.4.21 Masdar

7. 市場機会と将来見通し

  • 7.1 ホワイトスペースおよび未充足ニーズの評価

研究方法のフレームワークとレポートの範囲

市場定義と対象範囲

本市場は、東南アジア全域で追加・運転されている再生可能エネルギー発電の設置容量として定義され、ギガワット単位で測定され、太陽光、風力、水力、バイオエネルギー、地熱、および海洋エネルギープロジェクトを対象とする。

対象範囲の除外事項：従来型の火力発電容量および商業運転に至っていない計画のみのプロジェクトは除外する。

セグメンテーション概要

  • 技術別
    • 太陽エネルギー（PVおよびCSP）
    • 風力エネルギー（陸上および洋上）
    • 水力発電（小規模、大規模、揚水発電）
    • バイオエネルギー
    • 地熱
    • 海洋エネルギー（潮力および波力）
  • エンドユーザー別
    • 電力会社
    • 商業・産業
    • 住宅
  • 地域別
    • 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
    • その他の東南アジア

データソース、市場規模の算定、および検証

デスクリサーチ

デスクワークは、現在存在する再生可能エネルギー容量、その成長速度、そしてどの技術がその変化を推進しているかを整理することから始まる。当社は、IEAの国別・地域別エネルギーデータ、IRENAの再生可能エネルギー容量データセット、ASEANのエネルギー関連刊行物、エネルギー省やグリッド事業者などの各国規制当局・省庁の情報源など、時間を通じて一貫性のある公的な電力統計および政策発表を使用する。

その後、電力会社・開発事業者の発表、入札・オークション通知、EPCおよびOEMのプレスリリース、年次報告書や投資家向け資料などの情報源を用いて、プロジェクトの方向性と建設実現可能性を相互確認する。特定の発電所やプログラムが公的記録で追跡困難な場合は、有償の企業財務データベースおよび別途の特許データベースを利用して、タイムライン、技術の焦点、および妥当な建設ペースを確認する。これらのデスク調査の情報源は例示的なものであり、データ収集、明確化、検証の過程で他の多くの公的資料も使用した。

一次インタビューおよび調査

一次調査は、容量パイプラインを検証し、発表済みのものと実際に建設される可能性が高いものを見極めるために実施された。当社は、開発事業者、電力会社、EPC企業、機器サプライヤー、貸し手、業界アドバイザーなど、地域全体の多様な関係者に取材を行い、許認可、グリッド制約、タリフ設計における国ごとの違いを把握した。

一次調査フィールドワーク回答者の分布

企業タイプ回答者の職位
トップ層：32% 経営幹部（CXO）：12%
中堅層：52% 部門・事業責任者：38%
小規模プレーヤー：16% マネージャー：50%

市場規模の算定と予測

市場規模はトップダウン方式で構築され、各国の電力統計と技術別の再生可能エネルギー容量シリーズを用いて設置容量を再構成し、その結果を本レポートの対象範囲および対象期間に整合させる。総容量を形成した後、選択的なボトムアップ確認によって裏付けを行う。これには主に、抽出したプロジェクトの商業運転リスト、入札落札量、および公開されているプロジェクトパイプラインの簡易な集計が含まれ、想定される追加量が現実的かどうかを確認する。

技術別の年間再生可能エネルギー商業運転率、グリッド接続の準備状況、オークションおよびフィードインタリフのスケジュール、典型的な建設リードタイム、そして老朽化資産に対するリパワリングや延命措置の想定行動など、いくつかの実務的な入力がモデルを形成する。水力発電については、小規模プロジェクトと大規模プロジェクトの区分が重要であり、これは供給リスクと許認可サイクルが通常異なるためである。特定の年の国別データシリーズが欠落している場合は、近隣年および確認済みのプロジェクトの節目に紐づけた補間によって欠損を補い、その後専門家からのフィードバックで出力を再確認する。

予測には、過去の追加量に基づく単純なトレンド適合を補助としたシナリオ分析を用いる。シナリオは主に政策の継続性、グリッド整備の速度、および資金調達環境を反映している。最終的な予測は説明可能な形に保たれており、各年を技術別・国別の容量追加に遡って追跡できるほか、現地専門家が建設可能と判断する範囲と照らして検証される。

データ検証と更新サイクル

検証は一連の相互確認によって行われ、モデル化された容量トレンドを、国別発電構成の更新、オークションカレンダー、グリッド相互接続の進捗といった独立した指標と比較する。異常値は国別に検討され、明確な商業運転イベントや政策変更で説明できない急激な変動があれば、前提が再検討され、関連する入力シリーズが修正される。

最終承認の前に、モデルおよび文書は複数段階の社内レビューを経ることで、定義、単位、対象期間が技術・国を通じて一貫性を保つ。レポートは年次で更新され、主要な入札の中止、急激な政策見直し、大規模な商業運転の遅延など、重大な事象が発生した際には臨時の更新が行われる。提供直前には、アナリストが主要データセットと関連ニュースについて最新の見直しを行い、クライアントが入手可能な最新の見解を受け取れるようにする。

Mordor Intelligenceによる東南アジア再生可能エネルギー市場規模と他の公表推定値との比較

東南アジアの再生可能エネルギーに関する公表市場規模が異なるのは、一部の情報源が金額ベースで市場規模を算定し、他は設置容量を追跡しているためである。結果は、各発行元が対象範囲として何を数えるかにも依存する。差異は、混在型プロジェクトの扱い方、商業運転タイミングの処理方法、そして発表済みパイプラインが現在の基準に組み込まれているかどうかによっても生じる。

本調査では、主な差異は、揚水発電や海洋エネルギーが主流の太陽光、風力、水力、バイオエネルギー、地熱と並んで含まれるかどうか、そして容量が資金調達完了時点ではなく商業運転後にのみ計上されるかどうか（Mordor Intelligenceが適用する規則）から生じることが多い。

ベンチマーク比較

出典市場規模研究手法における不足点
Mordor Intelligence USD 125.10 B (2025)
業界団体A USD 118.00 B (2025)太陽光、風力、水力、地熱のみに限定されることが多く、揚水発電や初期段階の海洋エネルギーを除外する場合があり、同年の集計容量プールが縮小する。
グローバルコンサルティング会社B USD 150.00 B (2025)計画中および建設中のプロジェクトを基準に組み込み、より高いMW当たり想定資本支出（capex）を用いて容量を金額に変換することがあり、商業運転のみを計上する方式に比べて規模が過大になる可能性がある。

この比較は、比較的一般的でない技術に関する対象範囲の選択と、プロジェクトを計上するタイミングの規則という、繰り返し見られる2つの要因を示している。すでに商業運転を開始している設置容量を基準としてモデルを構築し、想定される年間追加量を政策およびグリッドの指標と照らして検証することで、同じ入力を用いれば来年も説明・再現可能な数値を導き出すことができる。

レポートで回答されている主要な質問

2031年までの東南アジアにおける再生可能エネルギーの予測設備容量はいくらですか？

東南アジア再生可能エネルギー市場は、年平均成長率（CAGR）13.52%で成長し、2031年までに267.84GWに達すると予測されています。

現在、東南アジアの再生可能エネルギー設備容量で首位に立つ国はどこですか？

ベトナムは2019年から2020年にかけての太陽光ブームを主な要因として、2025年に地域設備容量の41.55%を占めました。

なぜ東南アジアで企業向け電力購入契約（PPA）が普及しているのですか？

ベトナムの政令80/2024号およびタイの類似規制により、輸出製造業者は長期的な再生可能エネルギー供給を確保でき、将来のEU炭素国境調整措置（CBAM）の回避にも役立ちます。

フローティングソーラーはインドネシアのグリッド拡張計画にどのようなメリットをもたらしますか？

145MWのチラタ発電所などのプロジェクトは既存の水力発電貯水池を活用しており、送電接続コストを最大40%削減し、高コストな土地取得を回避しています。

本地域で洋上風力が直面する主なボトルネックは何ですか？

地域の限定的なタービン製造、現地化義務、台風耐久設計要件が資本支出を増大させ、調達タイムラインを延長させています。

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