Słoneczna przyszłość Indonezji – szanse dla polskiego sektora OZE

Indonezja dzięki swemu położeniu geograficznemu i warunkom naturalnym może być jednym z najszybciej rozwijających się rynków energii słonecznej. Zgodnie z politycznymi deklaracjami niewykorzystany dotychczas potencjał archipelagu ma stać się asem w rękawie w grze o dywersyfikację miksu energetycznego Indonezji. Choć konkurowanie z Chinami w produkcji samych instalacji będzie dla Polski trudne, szansą pozostają rozwiązania systemowe pozwalające na integrację paneli w całość gospodarki energetycznej państwa.

Potencjał indonezyjskiego rynku energii słonecznej

Indonezja z 285 mln mieszkańców jest czwartym po Chinach, Indiach i Stanach Zjednoczonych najludniejszym państwem świata. Jako największa  gospodarka Azji Południowo-Wschodniej o wartości nominalnej 1,4 biliona dolarów i wzroście PKB na poziomie 5 proc. rocznie w ostatnich latach, dzięki położeniu w strefie równikowej dysponuje jednocześnie imponującym potencjałem produkcji energii słonecznej.

Jak wynika z przewidywań zawartych w raporcie Międzynarodowej Agencji Energii Odnawialnej IRENA, Indonezja mogłaby generować ze słońca ponad 3000 GW energii elektrycznej.

Obecnie daleko jednak do wykorzystania tego potencjału.  Zgodnie z danymi za sierpień 2024 roku moc generowana przez istniejące w kraju instalacje fotowoltaiczne osiągnęła zaledwie 717.71 MW.  

Przepaść dzieląca możliwości indonezyjskiego rynku fotowoltaicznego od jego realnych zdolności produkcyjnych tworzy pole dla dynamicznego rozwoju tego rynku w nadchodzących latach. Zgodnie z politycznymi deklaracjami niewykorzystany dotychczas potencjał archipelagu ma stać się asem w rękawie w grze o dywersyfikację miksu energetycznego Indonezji.

Pobierz w pdf

Przyszłość zielonej transformacji w Indonezji

Indonezja cechuje się ogromnym i sukcesywnie zwiększającym się zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Sposobów na jego zaspokojenie Dżakarta coraz częściej poszukuje w odnawialnych źródłach energii (OZE). Orientację na zieloną moc odzwierciedlają zobowiązania klimatyczne archipelagu: Indonezja przyjęła zapisy porozumienia paryskiego, deklaruje też cel osiągnięcia zeroemisyjności netto do 2060 roku, podobnie jak Indie i dekadę później niż Unia Europejska.

Co więcej, międzynarodowy program finansowania polityk klimatycznych, który wspiera Indonezję w odejściu od węgla i modernizacji energetyki w sposób sprawiedliwy dla pracowników i gospodarki, czyli Just Energy Transition Partnership (JETP), zakłada osiągnięcie zeroemisyjności sektora energetycznego kraju już w 2050 roku. Należy podkreślić, że zakres tych zobowiązań został zawężony przez stronę indonezyjską w fazie implementacji.

JETP, inicjatywa przyjęta podczas szczytu G20 na Bali w 2022 roku, zmobilizowała ponad 20 miliardów dolarów międzynarodowego finansowania na rzecz akceleracji transformacji energetycznej archipelagu.​​ Z perspektywy struktury krajowego miksu energetycznego droga Indonezji do realizacji tych ambicji pozostaje odległa. Pozostaje on zdominowany przez paliwa kopalne. Zgodnie z danymi za 2023 rok odpowiadały one za ok. 87 proc. podaży energii pierwotnej Indonezji, podczas gdy OZE wygenerowały 13 proc. 

Na drodze rozwoju indonezyjskich OZE stoi ich nikła konkurencyjność, szczególnie w realiach rządowego subsydiowania paliw kopalnych. Tylko w 2023 roku subsydia dla tego sektora  przekroczyły 30 milionów dolarów (500 bilionów IDR). Jednocześnie wedle indonezyjskiej organizacji pozarządowej, działającej na rzecz gospodarki niskoemisyjnej, Yayasan Indonesia Cerah „inwestycje w energię odnawialną stanowiły jedynie niewielki ułamek tej kwoty”. 

OZE mierzą się też z barierami infrastrukturalnymi i technicznymi, wśród których trzeba wymienić zarówno nierównomierność rozwoju poszczególnych regionów archipelagu, jak i stan jego sieci energetycznej.

Krajobraz regulacyjny OZE w Indonezji

Podstawą dla stopniowej dywersyfikacji miksu energetycznego Indonezji jest National Energy Policy (KEN), gruntownie zrewidowany we wrześniu 2025 roku przez Rozporządzenie Prezydenckie nr 40/2025.

W operacjonalizacji długoterminowych celów energetycznych KEN jest wspierany przez National Electricity General Plan (RUKN) z 2025 roku oraz National Energy General Plan (RUEN) z 2017 roku.

Kluczowym dokumentem na poziomie implementacyjnym jest natomiast National Electricity Supply Business Plan (RUPTL). Ten jest opracowywany przez Perusahaan Listrik Negara (PLN), państwową spółkę energetyczną dysponującą monopolem na przesył i dystrybucję energii elektrycznej w kraju. RUPTL to w istocie dziesięcioletni biznesplan spółki PLN opracowywany w oparciu o RUKN oraz KEN. Najnowsza wersja dokumentu obejmuje swoim zasięgiem horyzont czasowy do 2034 roku.

Mimo że poszczególne dokumenty tworzą hierarchiczny układ, ich mnogość i zmienność powodują rozchwianie spójności systemu regulacyjnego.

Jak podkreśla indonezyjska organizacja pozarządowa Yayasan Indonesia Cerah, „różnice w celach dotyczących udziału energii odnawialnej w koszyku energetycznym (…) wywołują zamieszanie wśród podmiotów branżowych i inwestorów”. 

Zgodnie z założeniami poprzedniej wersji narodowego planu energetycznego KEN, indonezyjska produkcja zielonej energii do 2030 roku miała zaspokajać około 23 proc. zapotrzebowania archipelagu. Zaktualizowany w 2025 roku dokument obniżył deklaracje dla tego okresu do 19-23 proc. Jednocześnie za jego pośrednictwem podniesiono zbowiązania kraju w dłuższym horyzoncie czasowym: 36-40 proc. do 2040 r., 53-55 proc. do 2050 roku i 72 proc. do 2060 roku.

Opóźnienie w postępach transformacji energetycznej odzwierciedla także RUPTL, dokument odpowiadający za operacyjne wdrażanie krajowego planu energetycznego. Najnowsza wersja RUPTL przewiduje dodanie 69,2 GW nowej mocy wytwórczej do 2034 roku, w tym 42,6 GW generowanej z OZE.

Jak wskazuje analiza instytutu badawczego Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA), nowy RUPTL skorygował cele czystej energii w okresie do 2030 roku, obniżając je z 20.9 do 18.6 GW (spadek o około 11).

Tym samym, choć plan nadal przewiduje zwiększenie indonezyjskich zobowiązań w zakresie transformacji energetycznej w dłuższej perspektywie, realnie przesuwa ją na drugą połowę przyszłej dekady.

Nowy RUPTL przewiduje też zwiększenie krajowego zużycia węgla, co stoi w sprzeczności z celami JEPT, zobowiązaniami wynikającymi z porozumienia paryskiego i zapowiedziami samego prezydenta kraju.

Publikacja dokumentu spotkała się z krytyką środowisk eksperckich i mediów, wskazujących na „wyraźny kontrast” wprowadzonych zmian „wobec wielokrotnych deklaracji prezydenta Prabowo na forach międzynarodowych” i jego zapowiedzi o osiągnięciu przez Indonezję „100 procent energii odnawialnej do 2035 roku”.

Warto zaznaczyć, że korekta w RUPTL nie objęła fotowoltaiki. Przeciwnie – w wariancie przyspieszonym (ARED) plan zakłada wzrost mocy o 17,1 GW do 2034 r., czyli aż o 13 GW więcej niż w poprzedniej edycji dokumentu. Wyraźnie podkreśla to rosnący priorytet, jaki Dżakarta przypisuje energii słonecznej.

Nowa wersja dokumentu RUPTL to też szansa na pogłębiony rozwój infrastruktury kluczowej dla instalacji fotowoltaicznych. W Indonezji powstać ma 10,3 GW systemów magazynowania energii (baterie i elektrownie szczytowo-pompowe), 47,758 km nowych linii przesyłowych i 107,950 MVA nowych stacji transformatorowych.

RUPTL z 2025 roku zakłada zapotrzebowanie inwestycyjne na poziomie 182,6 mld dolarów, przy czym 73 proc. nowej mocy zbudowane z jego pomocą ma być rozwijane i finansowane przez sektor prywatny.

Nowa inicjatywa prezydencka dla 80 tysięcy miejscowości

Dodatkowe nakłady inwestycyjne ma pochłonąć nowy projekt ogłoszony w połowie 2025 roku przez prezydenta Prabowo. Merah Putih Village/Urban Cooperatives (KDMP/KKMP) zakłada instalację 100 GW nowych mocy fotowoltaicznych m.in. dzięki budowie farm słonecznych w 80 tysiącach wiosek i małych miejscowości na terenie całego kraju.

Jak podsumowują analitycy instytutu badawczego Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA), „plan zakłada 80 GW z wiejskich systemów solarnych wyposażonych w magazyny energii o pojemności 320 GWh (1 MW mocy instalacji solarnej i 4 MWh baterii w każdej z 80 tys. wsi) oraz 20 GW scentralizowanych projektów wielkoskalowych”.

Inicjatywa zakłada nawet 100 miliardów dolarów inwestycji, do których Dżakarta zaprasza zagraniczne podmioty. Nie została jednak jeszcze zintegrowana z wyżej opisanym porządkiem regulacyjnym.

Rynek energetyki słonecznej. Pozyskiwanie zagranicznych inwestycji i najważniejsi dostawcy w Indonezji

Próba pozyskania kapitału prywatnego międzynarodowego jest zrozumiała zarówno z perspektywy obciążeń finansowych państwa, jak i realnych możliwości produkcyjnych. Choć Indonezja buduje nowe fabryki paneli fotowoltaicznych, realne moce produkcyjne archipelagu nie przekraczają paneli mogących generować 5 GW rocznie.

Krajowy rynek niemal w całości zdominowany jest przez chińskie produkty i firmy, tj. JinkoSolar, Trina Solar, LONGi Green Energy, CATL czy China Gezhouba Group.​ Jak wynika z analizy Mordor Intelligence, „chińscy dostawcy Tier 1 (Canadian Solar, Trina Solar, LONGi, JA Solar, Risen Energy) dostarczyli (na indonezyjski rynek – przyp. red.) 85 proc. modułów w 2024 roku”.

Chińskie firmy inwestują w rozwój lokalnej infrastruktury produkcyjnej. Dobrze obrazuje to choćby przykład Trina Solar, która uruchomiła na Jawie Środkowej fabrykę paneli słonecznych o mocy produkcyjnej 1 GW rocznie.

Ekspansja chińskiego kapitału na indonezyjski rynek jest wspierana przez Pekin. Szacunki fundacji SUSTAIN wskazują, że w 2024 roku rozwój indonezyjskiej fotowoltaiki dofinansowano kwotą 900 milionów dolarów z ​inicjatywy Pasa i Szlaku (BRI).

Próbę wejścia na indonezyjski rynek coraz częściej podejmują też podmioty europejskie. W 2025 roku francuska TotalEnergies wraz z singapurskim RGE rozpoczęła w Indonezji budowę farmy słonecznej wraz z instalacjami BESS i  podmorskim połączeniem, które umożliwi przesył 1 GW wyprodukowanej energii do Singapuru.

2025 rok okazał się też przełomowy dla implementacji JEPT, inicjatywy G20 mobilizującej około 20 miliardów dolarów inwestycji w transformację indonezyjskiego miksu energetycznego. Francuskie Proparco i niemiecki DEG, wraz z brytyjskim Standard Chartered Plc, rozpoczęły finansowanie projektu pływającej elektrowni fotowoltaicznej. Na budowę instalacji położonej w prowincji Jawa Zachodnia przeznaczono 60 mln dolarów, markując tym samym pierwszą inwestycję w ramach partnerstwa.

W 2024 roku władze archipelagu zreformowały zasady dotyczące udziału produktów krajowych (TKND) w rozwoju infrastruktury elektroenergetycznej. Rozluźnienie przepisów dotyczy w szczególności inwestycji w elektrownie fotowoltaiczne. Ponadto całkowicie usunięto wymogi TKND dla firm zajmujących się produkcją modułów fotowoltaicznych.

Nowe preferencyjne regulacje nie zwalniają jednak inwestorów zagranicznych z uzyskania szerokiego spektrum zezwoleń i licencji na różnych etapach realizacji inwestycji.

Specyfika rynku PV w Indonezji

Na rynku indonezyjskim obserwujemy rozwój kilku segmentów o szczególnie dużym potencjale.

Instalacje dachowe

Panele słoneczne wpisały się w panoramę indonezyjskich metropolii. Według danych branżowej organizacji Indonesian Rooftop Solar Power Installers Association, w latach 2020-2024 odnotowano wzrost popytu na instalację paneli słonecznych o 160 proc.  

Z kolei badanie przeprowadzone w 2018 roku przez  think tank Institute for Essential Services Reform (IESR) wraz  z niemieckim  Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ)  ujawniło, że 13 proc. gospodarstw domowych w regionie metropolitalnym Dżakarty, obejmującym stolicę wraz z otaczającymi ją i miastami: Bekasi, Bogor, Tangeran i Depok, byłoby zainteresowanych instalacją systemów fotowoltaicznych.​ Ponadto szacunki IESR z 2019 roku wskazywały, że 17,8 proc.  wszystkich gospodarstw domowych w kraju miało zdolności finansowe do zainstalowania fotowoltaiki dachowej.

Jednocześnie warto zauważyć, że wprowadzone przez Ministerstwo Energii i Surowców Mineralnych (ESDM) w 2024 roku regulacje mogą doprowadzić do spadku zainteresowania gospodarstw domowych dachowymi instalacjami PV, ustępując miejsca podmiotom komercyjnym. Wszystko za sprawą rozporządzenia nr 2/2024 wprowadzającego regionalny system kwotowy, którego limity mają być sukcesywnie zwiększane, osiągając łącznie 5,7 GW w 2028 roku.​​

Regulacja zniosła też możliwość net-meteringu, czyli bezgotówkowego sposobu rozliczania energii elektrycznej dla prosumentów, uderzając w opłacalność instalacji dla gospodarstw domowych. Przy niskim poziomie taryf na energię, utrzymywanym przez państwową spółkę energetyczną PLN, znacząco wydłuża to okres zwrotu z mniejszych instalacji. Z drugiej strony usunięto zapisy o maksymalnej mocy instalacji dachowych, potencjalnie zwiększając ich atrakcyjność dla klientów komercyjnych i przemysłowych.​​

Pływające farmy fotowoltaiczne

W kontekście wielkopowierzchniowych instalacji fotowoltaicznych nie można zapomnieć o wzrastającej popularności pływających farm. W 2023 roku Indonezja uruchomiła taką instalację na zbiorniku Cirata zlokalizowanym w zachodniej części Jawy. Rekordowa inwestycja zrealizowana przy wsparciu Zjednoczonych Emiratów Arabskich, to największa pływająca instalacja PV w Azji Południowo-Wschodniej, zdolna generować moc 192 MWp.

Udane zwieńczenie projektu Cirata otworzyło drzwi do realizacji kolejnych inwestycji opartych o ten rodzaj technologii PV. Pływające farmy fotowoltaiczne dobrze sprawdzają się w lokalnych warunkach. Według Ministerstwa Energii i Surowców Mineralnych (ESDM) Indonezja dysponuje potencjałem 257 zapór i zbiorników wodnych, zdolnych do wygenerowania nawet 14,701 MWp, czyli megawatów mocy szczytowej, miary określającą maksymalną wydajność paneli fotowoltaicznych lub całych instalacji.

Ministerstwo Robót Publicznych i Mieszkalnictwa (PUPR) podjęło w 2024 roku kroki w kierunku ułatwienia instalacji pływających farm. Przyjęte przez resort regulacje zwiększyły dozwolony procent wykorzystania powierzchni zbiorników wodnych, podnosząc go z 5 proc. do 25 proc., a co za tym idzie znacząco rozszerzając możliwości dla ekspansji pływających farm.

W 2025 roku państwowa spółka energetyczna PLN zainaugurowała budowę kolejnej pływającej farmy zlokalizowanej na zbiorniku Saguling, na Jawie Zachodniej. Instalacja, której uruchomienie zapowiedziano na schyłek 2026 roku, ma generować dodatkowe 92 MWp. Swoje instalacje fotowoltaiczne dostaną też m.in. zbiorniki Karangkates czy Trembesi.

Zapotrzebowanie w dziedzinie infrastruktury energetycznej wokół OZE

Sektor systemów magazynowania energii (Battery Energy Storage Systems – BESS) to  kluczowe rozwiązanie, niezbędne zarówno w wypadku wielkoskalowych projektów fotowoltaicznych wznoszonym przez Dżakartę, jak i izolowanych instalacji off-grid powstającym w  odosobnionych obszarach archipelagu.

Część z ponad 17 tys. wysp wchodzących w skład Indonezji nadal polega na produkcji energii przy użyciu generatorów spalinowych. Państwowy koncern energetyczny PLN jeszcze w 2022 roku rozpoczął program ich wymiany m.in. na instalacje OZE. Jeśli opisany wyżej prezydencki plan budowy instalacji fotowoltaicznych w 80 tys. indonezyjskich miejscowości wejdzie w fazę realizacji, tworzenie instalacji BESS stanie się jednym z kluczowych wyzwań stawianych przed indonezyjską energetyką.

Odzwierciedla to najnowszy RUPTL, plan operacjonalizujący zmiany w miksie energetycznym kraju, który przewiduje znaczącą rozbudowę potencjału BESS. Systemy te nie mogą jednak działać w izolacji, wymagając daleko posuniętych inwestycji w infrastrukturę. Oprócz nowych linii przesyłowych i stacji transformatorowych, we wspomnianym planie ważną rolę pełnią instalacje smart grid, niezbędne od poziomu elektrowni po ulepszenia infrastruktury dystrybucji energii.

Strategia smart grid ma być finansowana ze środków z budżetu państwa, pożyczek międzynarodowych instytucji oraz przez sektor prywatny.

Indonezyjska fotowoltaika. Szanse dla polskich przedsiębiorstw

Choć chińska dominacja w segmencie paneli fotowoltaicznych w praktyce zamyka drogę dla polskich producentów, rosnący rynek PV wciąż może być atrakcyjnym kierunkiem.

Rosnące zainteresowanie europejskich firm wskazuje, że włączenie się w indonezyjską transformację energetyczną może się opłacać.

Polskie przedsiębiorstwa z branży powinny rozważyć obecność na tym olbrzymim rynku wraz z europejskimi czy koreańskimi partnerami. W takiej kooperacji łatwiej radzić sobie z wielością i niestałością regulacji czy złożonością procedur administracyjnych.

Ekosystem firm działających w sektorze BESS

Szczególnie obiecującym polem dla polskich przedsiębiorstw są systemy magazynowania energii, zarówno w projektach on‑grid, jak i off‑grid. Polska w ostatnich latach zbudowała solidny ekosystem firm działających w sektorze BESS. Dobrym przykładem krajowych możliwości jest projekt PGE zakładający konstrukcję systemu magazynowania energii o mocy 262 MW i pojemności 981 MWh w Żarnowcu.

Inwestycja ma wykorzystać baterie litowo-jonowe produkowane w fabryce LG Energy Solution Wrocław i angażować szereg polskich podwykonawców, co wskazuje na możliwości krajowego zaplecza technologicznego i bazy przemysłowej potrzebnej dla budowy systemów BESS. Zdobyte przy tym projekcie doświadczenie powinno stać się kapitałem eksportowym.

Oprogramowanie i systemy smart grid

Znaczące są również możliwości w zakresie dostarczania elektroniki i oprogramowania niezbędnego poprawnego funkcjonowania magazynów. Na krajowym rynku funkcjonuje i rozwija się szereg podmiotów oferujących rozwiązania z zakresu smart grid czy automatyki energetycznej i systemów off-grid.

Doświadczenie zdobyte w Polsce przy budowie systemów fotowoltaicznych, w tym rozwoju instalacji prosumenckich, może stać się cennym zasobem przy realizacji projektów instalacyjnych i doradczych w Indonezji.

Rozwój fotowoltaiki sprzyja modernizacji odosobnionych obszarów archipelagu, których sytuację energetyczną ma znacząco poprawić plan prezydenta Prabowo.

Polskie firmy z szeroko rozumianego sektora nowoczesnej energetyki mają już pierwsze doświadczenie w Indonezji. Przykładem może być budowa pięciu zakładów produkujących biomasę realizowana przez polską G7 Group. Projekt prowadzony w kooperacji z indonezyjskim monopolistą PLN wskazuje, że partnerzy z archipelagu są otwarci na technologicznych dostawców z Polski, zwłaszcza gdy za projektami stoi wsparcie finansowe polskich instytucji rozwojowych.

Materiał powstał we współpracy z Fundacją Instytut Studiów Azjatyckich i Globalnych im. Michała Boyma