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

市場概要

東南アジア火力発電市場 市場のスナップショットと指標概要

調査期間	2021 - 2031
予測データ期間	2026 - 2031
歴史データ期間	2021 - 2024
市場取引高 (2026)	251.56 ギガワット
市場取引高 (2031)	277.71 ギガワット
成長率 (2026 - 2031)	2.00 %
市場集中度	中
主要プレーヤー 注：主要企業の掲載順は順位を示すものではありません。 画像 © Mordor Intelligence。再利用にはCC BY 4.0の表示が必要です。

• アメリカ合衆国
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• ヨーロッパ
• ロシア
• 中東とアフリカ
• 南アメリカ
• 北米

市場動向とインサイト

工業化による旺盛なベースロード需要

製造業の移転により、急速な産業負荷の増大に対応するよう設計されていなかった東南アジアの電力グリッドに集中的な電力需要が押し寄せています。インドネシアはこの変化の中心にあり、ニッケル精錬回廊やその他の資源系産業クラスターは24時間365日の電力供給を必要とし、信頼性とコストの可視性から引き続き火力発電を優先しています ^[2]。このような状況において、自家用石炭・ガス発電所は、製錬所やその他の連続プロセス施設が必要とする規模で安定した出力を供給できるため、引き続き優先的な選択肢となっています。インドネシアの自家用石炭設備容量は2024年に16.6GWに達し、さらに14GWが計画中または建設中であり、産業需要がグリッド接続型石炭モラトリアムの枠組みの外で拡大していることを示しています。この非公式な建設活動は、東南アジア火力発電市場が公共電力統計だけが示す規模よりも実際には大きいことを意味しています。

LNG発電バリューチェーンの拡大

ベトナムのLNG発電プログラムは、2026年に政策的野心からプロジェクト実行段階へと移行しました。PetroVietnam PowerのNhon Trach 3・4号機は、GEベルノバ9HA.02タービンとPVガスとの25年間のLNG供給契約を使用し、同国初のLNG火力施設として2026年1月5日に商業運転を開始しました。EVNはその後、Quang Trach II EPCコントラクトを進め、Ca Na LNGプロジェクトはPDP VIIIのもとで国際競争入札を通じて選定された最初のLNGプロジェクトとして、2026年4月にファイナンシャルクローズを達成しました。主な課題は燃料供給や設備アクセスだけでなく、電力購入契約がプロジェクトファイナンスを支援する形でリスクを配分できるかどうかにもあります。ベトナムのエネルギー規制当局は2026年5月、現行のPPAは依然として国家と投資家の間で十分なリスク分担を提供していないと述べました。

系統安定性とエネルギー安全保障に関する政策的重点

エネルギー安全保障は、2026年に東南アジア火力発電市場全体の設備計画における主要な近期ドライバーとなりました。2026年3月1日に施行されたベトナムの決議253/2025/QH15は、緊急の火力・ガスプロジェクトに迅速な承認ルートを与え、エネルギー安全保障上重要とみなされた施設については競争入札なしで投資家選定を可能にしました。インドネシアも石炭が主要燃料であり続けることを示唆しており、PLNの最新の長期計画は依然として2034年までに4,060億kWhの化石燃料ベースの電力を指し示しています。このアプローチは、系統安定性と外貨エクスポージャーの両方に対する懸念を反映しています。LNG輸入は対外融資ニーズを管理する政府にとって直接的なバランスシートリスクを加えるためです。その結果、再生可能エネルギー目標が上昇している中でも、石炭とガスは引き続き信頼性産として扱われています。

データセンター向け自家オンサイト発電の台頭

データセンターの成長は、従来の電力会社の計画モデルの外に部分的に位置する新たな火力需要基盤を生み出しています。マレーシアは2025年9月時点で29の開発にわたって3,800MWの完成データセンタープロジェクトを有しており、新施設の稼働開始に伴い同年内に負荷利用率が急激に上昇しました。この新たな需要は、事業者が信頼性と低停電リスクを優先するクランバレーとジョホール周辺のベースロード需要を押し上げています。インドネシアもAI対応設備を構築しており、低い産業用電力料金が大規模デジタルキャンパス向けの自家用石炭・ガスソリューションを引き続き支援しています。東南アジア火力発電市場にとって、これは需要の成長が、公共グリッドのみに依存するのではなく専用供給を求めることが多い工業団地やデジタルインフラへとシフトしていることを意味しています。

ESG融資の厳格化と多国間機関の撤退

天然ガスがASEAN持続可能金融タクソノミーのもとで移行燃料として依然として適格であるにもかかわらず、融資条件は今十年の初めよりも厳しくなっています。2025年の投資撤退スコアカードは、2024年までの地域における大規模な累積石炭・ガス融資を依然として示しており、国際銀行とJBICがプロジェクト支援において引き続き主要な役割を果たしています。より厳しい制約は今や多国間・ブレンドファイナンス構造から来ており、政府が未回収の資本損失の認識を拒む場合、早期退役モデルは依然として苦境に立たされています。Cirebon-1の早期退役の取り組みの中止は、政治的な整合性と補償条件が維持されない場合、注目度の高い移行構造でさえ失敗し得ることを示しました。これにより、東南アジア火力発電市場は、ガスが多くの場合において依然として融資可能であるものの、石炭の退役は依然として遅く困難であるという融資の中間地帯に置かれています。

太陽光・蓄電池ハイブリッドのLCOEの急速な低下

東南アジア全域で太陽光と蓄電池の経済性が急速に改善しており、これにより新規火力発電所が商業的に安定して見える期間が短縮されています。圧力は、良好な太陽光資源とLNGへの高いエクスポージャーを持つシステム、特にフィリピン、ベトナム、タイの一部で最も強くなっています。2026年のLNG価格ショックはコスト格差をさらに拡大しました。ガス火力発電コストは燃料価格の急騰に即座に反応する一方、太陽光プロジェクトの経済性は短期的にははるかに変動が少ないためです。これにより近期の火力ベースロードと柔軟なバックアップの必要性がなくなるわけではありませんが、長寿命の排出削減対策なし石炭ユニットと限界的なガスプロジェクトの根拠を弱めています。老朽化した石炭ユニットに対するバイオマスおよびアンモニア混焼要件は、既存資産の長期的な魅力をさらに低下させるコンプライアンスコストの追加層を加えています。

*当社の予測では、推進要因および抑制要因の影響を加算的ではなく方向性のあるものとして扱います。影響予測は、ベースライン成長、構成効果、および変数間の相互作用を反映しています。

セグメント分析

石炭火力発電所は2025年の設備火力容量の58.1%のシェアを保有し、東南アジア火力発電市場において石炭が最大の燃料基盤であり続けました。この優位性は、インドネシアの57GWの発電設備群とベトナムの既存発電ミックスにおける石炭への継続的な依存によって支えられています。インドネシア以外での新規石炭開発はすでに急激に鈍化しており、最近の最も注目すべき提案は電力グリッド拡張ではなく産業用自家発電に結びついています。天然ガス火力発電所は最も成長の速い燃料セグメントであり、ベトナム、マレーシア、フィリピンでLNG発電パイプラインが進展するにつれ、2031年にかけて4.9%のCAGRが予測されています。

ベトナムの稼中の発電ミックスは移行がどれほど遠いかを依然として示しており、EVNは2026年第1四半期の電力出力において石炭火力が52.8%、ガスタービンが7%を占めたと報告しています。それでも、LNG発電所が契約締結から運転開始へと移行する今後数年間でそのギャップは縮まる可能性が高いです。石油火力発電所は発電ミックスの残余部分であり続け、グリッドと燃料の選択肢が依然として限られているフィリピンおよびインドネシアの遠隔離島システムにおける緊急ピーキング役割を引き続き担っています。したがって、東南アジア火力発電市場は近期においては依然として石炭が主体ですが、新規建設の方向性はガス、効率化、より大きな燃料柔軟性へと向かっています。

注記: 個別セグメントのシェアはレポート購入後に入手可能

ガスタービンおよび複合サイクル技術は2025年の設備火力容量の48.3%を占め、2031年にかけて2.1%のCAGRで成長すると予測されています。この地位は、ガスベースの発電設備が早期に構築され、現在は効率基準が最新の複合サイクル資産への更新決定を誘導しているシンガポール、タイ、マレーシアにおける数十年にわたる投資を反映しています。次の成長段階は、単一の大型プロジェクトからではなく、老朽化した開放サイクルガスユニットの中規模更新の広範な波から来ています。蒸気サイクル発電所は、インドネシアとベトナムの石炭発電設備群の大部分を占めているため、依然として大きな基盤を保有しており、それらの資産の多くは予測期間を通じて稼働し続けるでしょう。

電力会社は超超臨界アップグレードとバイオマス混焼プログラムを通じて蒸気サイクル資産の関連性を延長しようとしています。PLNエネルギープリメールインドネシアは、2025年中に240万トンを供給した後、2026年第1四半期にバイオマス混焼用に460,368トンのバイオマスを供給しており、改修活動がパイロット段階からより広範な実行段階へと移行していることを示しています。コジェネレーションはジョホールとスランゴールの産業クラスターが電力とプロセス熱の両方を供給できる施設に適しているにもかかわらず、東南アジア火力発電産業では依然として十分に活用されていません。ベトナムにおけるMitsubishi PowerのO Mon 4受注は、64%を超える複合サイクル効率を持つJACシリーズガスタービンを使用しており、東南アジア火力発電産業が高効率プラットフォームを評価していることを示しており、これにより既存の蒸気サイクル資産は時間の経過とともに競争力を失う可能性があります。

タービン方式燃焼は2025年の燃焼方式別の東南アジア火力発電市場規模の46.1%を占め、2031年にかけて2.2%のCAGRで成長すると予測されています。このリードは、特に系統運用者が再生可能エネルギーの普及拡大を支援するためにより速いランングとより柔軟な出力を必要とする場合において、新規火力追加においてガスタービンが強く優先されていることを反映しています。微粉炭燃焼はインドネシアとベトナム全体の既存石炭発電設備群の大部分を依然として占めており、新規投資におけるシェアが低下しているにもかかわらず、稼働設備容量の主要部分であり続けています。最近のプロジェクト選択は、石炭発電設備群が直ちに廃棄されるわけではないことを示していますが、より高効率な構成とより低排出の運転基準へと押し進められています。

ベトナムのQuang Trach 1プロジェクトはこの方向性を示しており、1,400MWの超超臨界石炭発電所は2026年4月に第1ユニットを系統に同期させ、許可された排出限界値を大幅に下回る排出レベルで運転していると報告されています。流動床燃焼は、バイオマス混焼や混合燃料使用によりボイラーの適応性がより価値を持つ、より小規模な産業用および燃料柔軟性の高い用途において役割を維持しています。ガス化と内燃機関システムはニッチな技術であり、主にインドネシア、ミャンマー、フィリピンの離島システムなどの市場における遠隔グリッドや商業化前のプロジェクト概念に対応しています。したがって、東南アジア火力発電市場はタービン主導の成長へと向かっており、旧来のボイラーベースの燃焼方式は、埋没資本と燃料アクセスが依然として継続運転を支持する場合に主として維持されています。

ユーティリティ規模の火力発電所は2025年に65.7%のシェアを保有していますが、産業用自家発電所は2031年にかけて6.8%のCAGRで拡大すると予測されており、新たな需要がどこに現れるかを変えています。第一のドライバーはインドネシアの資源処理建設ラッシュであり、ニッケル、アルミニウム、石油化学事業がグリッド拡張への依存よりも専用火力供給を引き続き優先しています。インドネシアの自家用石炭設備容量は2024年に16.6GWに達し、さらに14GWが建設中または計画中であり、産業回廊周辺でのオフグリッドまたはセミグリッドの火力開発が持続することを示しています。第二のドライバーはデジタルインフラであり、マレーシアとインドネシアの大規模データキャンパスが、電力の途絶のない供給を優先し、電力会社ネットワークに完全に依存するのではなく専用の取り決めを求めることが多い高密度負荷を追加しています。

東南アジア火力発電産業において、ユーティリティ規模の発電所は依然として調達の中心であり、インドネシア、ベトナム、タイ、マレーシアの国営電力会社が引き続き大型プロジェクト開発をリードしています。分散型火力発電所もインドネシアとフィリピンの群島システムにおいて依然として重要であり、ディーゼルからガスへの転換は依然として有効な政策および運用上の優先事項です。ピーカー発電所は、特にベトナムとフィリピンにおいて、太陽光設備容量の増加が数時間ではなく数分以内に応答できるガスタービンの必要性を高めているため、より小規模ながら重要な成長分野です。したがって、東南アジア火力発電市場はそのユーティリティ基盤を維持していますが、最も速い拡大は今や、サイト固有の信頼性ニーズを中心に電力供給を組織化することが増えている産業用およびデジタル負荷から来ています。

注記: 個別セグメントのシェアはレポート購入後に入手可能

地域分析

インドネシア主導のASEAN火力発電市場

インドネシアは2025年における東南アジア火力発電市場シェアの36.8%を占め、ベトナムは2031年までに7.9%のCAGRで最も急速な成長を記録すると予測されている。インドネシアは、その設備容量に関する意思決が地域平均に最も大きな影響を与えるため、引き続き中核市場としての地位を維持している。PLNのRUPTL 2025-2034は、より広範な695億ワット（69.5 GW）の計画増設プログラムの中で、石炭63億ワット（6.3 GW）およびガス103億ワット（10.3 GW）を含む新規化石燃料設備容量166億ワット（16.6 GW）を割り当てている。ニッケル精錬工業団地周辺における自家発電用石炭の拡大は、従来の系統連系の枠外で火力発電容量を増加させ続けており、インドネシアの実際の火力発電の軌跡は、電力会社のみのパイプラインが示す水準よりも強固なものとなっている。マレーシアはガスへの移行をより明確に進めているが、その転換はLNGインフラの拡充と、国内ガス供給制約をいかに効果的に管理するかにかかっている。

タイおよびシンガポール火力発電市場

タイとシンガポールは、ガスが火力システムの大部分を占めているため、2026年のLNG価格ショックによる最も厳しいコスト圧力に直面し、そのエクスポージャーがエネルギー安全保障上の懸念を計画立案の最前線に再び押し上げた。ベトナムは、急速な電力需要の増加と改定されたPDP VIIIに基づく明確なLNG建設パイプラインに支えられ、東南アジア火力発電市場規模において2031年までに7.9%のCAGRで最も急速な拡大を実現する見通しである。石炭は2026年第1四半期においてもベトナムの発電量の52.8%を占めているが、クアンチャック発電センターだけでも、石炭およびLNGユニットがすべて稼働した際に4,400 MWの増設が見込まれている。フィリピンは異なるリスクプロファイルを示しており、石炭依存度の高い発電ミックスが輸入燃料依存のリスクにさらされている一方、日本が支援する近代化の取り組みがアンモニア混焼やその他の脱炭素化手法の試験を進めている。

シンガポールは、設備容量の大規模な増設市場としてではなく、規制および技術のベンチマークとして独自の役割を担っている。プラウ・セラヤに計画されている600 MWの水素対応CCGT（複合サイクルガスタービン）は、天然ガスとの混焼で最大50%の水素を利用できる初期能力を備え、新世代の地域ガスプロジェクトに対して効率性と燃料柔軟性のベンチマークを提示している。ミャンマー、カンボジア、ラオス、ブネイを含む東南アジアの残りの地域は、主に小規模な石炭およびディーゼルユニットで構成される、規模は小さいながらも依然として重要な火力発電基盤を維持している。ラオスからの越境水力発電の電力供給と新たなASEANグリッド向け資金調達は、タイおよびマレーシアの一部における追加的な火力発電建設の必要性を徐々に低下させる可能性があるが、その効果はインドネシアおよびベトナムで現在進行中の近い将来の拡大よりも緩やかなものとなるだろう。