인도네시아의 태양에너지 시장은 2025년 2.15기가와트에서 2026년에는 2.97기가와트로 성장해 2026년에서 2031년에 걸쳐 CAGR 38.10%를 나타낼 전망입니다. 2031년까지 14.91기가와트에 달할 것으로 예측되고 있습니다.
자카르타 정부가 디젤 연료 보조금을 삭감하고 대규모 태양광 발전 시스템 및 분산형 태양광 발전 시스템으로 정책을 전환한 것, 5.746 기가와트의 지붕 설치형 태양광 발전 틀이 도입된 것, 또한 PLN(인도네시아 국영전력회사)이 2025-2034년 RUPTL(전력공급계획)에서 17.1기가와트의 태양광발전용량 도입을 확약한 것이 함께 이 성장궤도를 지원하고 있습니다. 이들은 석탄화력발전에의 자본투입으로부터 결정적인 자본재배분이 진행되고 있음을 나타내고 있습니다. 2024년에는 모듈의 평균 판매 가격이 약 50% 하락하여 운송 비용이 정상화되었습니다. 또한 인도네시아의 EPC 입찰업체는 PLN의 상한요금인 1kWh당 1,200루피아를 상시 채우고 있으며, 이로써 고일조량의 주에서 인도네시아의 태양에너지 시장은 그리드 패리티 수준을 밑돌았습니다. 자바 섬과 바탐 섬의 RE100 참가 업체들이 스코프 2 배출 감축과 장기적인 가격 안정성을 보장하는 20년간의 옥상 계약을 체결함으로써 기업용 재생에너지 구매 계약(RE-PPA)이 급증했습니다. 유틸리티 규모 개발사들은 군도의 207GW 기술적 잠재력, 200억 달러 규모의 JETP(저탄소전환투자계획) 지원 약속, 그리고 대통령령 112/2022호에 따른 규제 명확성에 매료되어, 전력망 흡수 할당량과 외환 리스크에도 불구하고 자바, 수마트라, 술라웨시에서 프로젝트를 대기 중입니다.
에너지 미네랄 자원부(MEMR) 규칙 2/2024에 따라 넷 미터링 시스템이 종료되었으며 5.746 기가와트의 할당 시스템으로 대체되었습니다. 이에 따라 계통연계규칙이 명확화되고 PLN(인도네시아 국영전력회사)의 수익이 보호됨과 동시에 상업시스템에 대한 세제우대조치가 유지되고 있습니다. 자카르타 주 지사령 38/2024는 500㎡ 이상의 신규 상업용 건물에 지붕 설치형 태양광 발전을 설치하도록 의무화되었습니다. 이 의무화는 서 자바 주와 발리 주에서도 마찬가지입니다. 할당제도와 함께 2028년까지 개발업체의 사업 전망을 명확히 하는 투명성이 높은 파이프라인이 구축되고 있습니다. 이 구조는 잉여 발전 크레디트에 상한을 마련함으로써, 가정용으로는 자가 소비를 촉구하면서, 일중의 발전량을 흡수 가능한 대규모 기업용 설치를 가능하게 하고 있습니다. 개발자는 2027년에 주택 부문이 재개될 때 더 엄격한 틀이 예상되기 때문에 할당 틀을 조기에 확보하기 위해 설계 일정을 앞당기고 있습니다. 동시에 지자체의 처벌과 허가 인센티브로 컴플라이언스가 강화되고 인구 밀집 도시 지역의 인도네시아의 태양에너지 시장이 확대되고 있습니다.
폴리실리콘 스팟 가격은 2023년 30달러/kg에서 2024년 4분기에 8달러/kg까지 하락하여 결정 실리콘 모듈의 평균 판매 가격(ASP)을 반감시켰습니다. 이에 따라 최근 PLN 입찰에서는 1kWh당 1,050루피아라는 저가격의 EPC 입찰이 가능해졌습니다. 중국제 Tier 1 모듈의 착륙 비용은 표준화된 운임에 의해 더욱 15-20% 삭감되어, 동 누사툰가라주 및 남칼리만탄주에서는 석탄발전의 벤치마크를 밑도는 균등화 발전원가(LCOE)를 실현했습니다. 이에 대해 개발자는 PLN이 2025-2034년에 할당할 예정인 태양광 발전 17.1GW를 이미 웃도는 자주 제안형 PPA를 잇따라 제출하고 있습니다. 그러나 제조업체가 고가격 재고를 처분하는 움직임이 계속되고 있는 가운데 마진 압박은 여전히 존재하고 인도네시아 기업은 주문 타이밍의 헤지를 받고 있습니다. 선물 곡선에 따르면 중국 공장의 가동률이 연간 600GW 이상을 유지할 경우 인도네시아의 태양에너지 시장은 2026년까지 70달러/kWh 미만의 요금체계의 혜택을 누릴 전망입니다.
MEMR정령 191/2024에 의해 TKDN 기준은 20%로 인하되었지만, 폴리실리콘이나 웨이퍼 공장이 국내에 부족하기 때문에 개발업체는 여전히 EPC 비용이 12-18% 높아지는 상황입니다. 주요 적합 공급원은 PT Len Industri사의 600MW 라인뿐이며, 납기는 9개월까지 연장되어 있습니다. 이로 인해 유틸리티 규모의 스폰서 기업은 PPA 스케줄의 재협상을 강요받을지 아니면 부분 수입으로 인한 벌금을 수락할지 선택할 수 없습니다. PLN은 여전히 수수료 인상을 꺼리고 있으며 공급망 전체에 걸친 마진 압축을 강요합니다. 여러 IPP는 현재 20%의 임계값을 초과하므로 국내 공급업체로부터 밸런스 오브 시스템 장비를 함께 조달하고 있지만 감사는 상업 운전 인증서 발급을 최대 90일까지 지연시킬 수 있습니다. 2027년까지 새로운 기가와트 규모 공장이 상업 운전을 시작하지 않는 한 TKDN 규칙은 인도네시아의 태양에너지 시장을 계속 방해할 것입니다.
태양광 발전은 2025년 시점에서 인도네시아의 태양에너지 시장 규모의 100.00%를 차지했고 2031년까지 연평균 복합 성장률(CAGR) 38.10%를 나타낼 것으로 예측되고 있습니다. CSP(태양열발전)는 인도네시아의 대부분 지역에서 일사량(DNI)이 1,400-1,600kWh/m2로 기록되고 있으며, CSP가 경쟁을 유지하는데 필요한 2,000kWh/m2의 임계값을 크게 밑돌고 있기 때문에 상업적으로 실현 불가능한 상태가 계속되고 있습니다. PV의 설비투자액이 800-1,200달러/kW인 반면 CSP는 4,000-6,000달러/kW로 고비용이기 때문에 투자자는 결정실리콘 방식에 자본을 집중시키고 있습니다. 개발자가 토지 제약이 엄격한 자바섬에서 10-15%의 수량 향상을 추구하는 가운데 양면 수광형 및 TOPCon 모듈이 2024년 수입량의 60%를 차지했습니다. 가격 압축에도 불구하고 IEC 61215 및 IEC 61730 표준 준수는 대출 가능성을 유지하고 인도네시아의 태양에너지 시장에서 PV의 독점적 지위를 더욱 강화하고 있습니다.
2세대 셀 기술은 발전량 향상을 가속시켜 고정 할당량에 있어서 정격 출력의 저감을 가능하게 함으로써 출력 억제 리스크를 경감합니다. 론지와 트리나는 2024년에 각각 500MW 이상의 양면 모듈을 출하하여 주로 부체식 태양광 발전소나 디젤 병급 사이트용으로 공급했습니다. 모듈의 에너지 밀도가 향상됨에 따라 개발자는 2027년까지 토지 요건이 7% 감소할 것으로 예측하고 있으며, 자바 섬 교외 지역사회의 수용 장벽을 완화하는 동시에 프로젝트의 내부 수익률(IRR)을 향상시킵니다.
인도네시아의 태양에너지 시장 보고서는 기술별(태양광 발전과 집광형 태양열 발전), 계통 연결 유형별(계통 연계형과 독립형), 최종 사용자별(대규모, 상업 및 산업, 주택)으로 분류되어 있습니다. 시장 규모와 예측은 설치 용량(GW) 단위로 제공됩니다.
The Indonesia Solar Energy Market is expected to grow from 2.15 gigawatt in 2025 to 2.97 gigawatt in 2026 and is forecast to reach 14.91 gigawatt by 2031 at 38.10% CAGR over 2026-2031.
Jakarta's pivot from diesel subsidies toward grid-scale and distributed photovoltaic systems, the 5.746 GW rooftop quota framework, and PLN's commitment to 17.1 GW of solar capacity in its RUPTL 2025-2034 blueprint, together underpin this growth trajectory, signaling a decisive reallocation of capital away from coal baseload. Module average selling prices fell nearly 50% during 2024, shipping costs normalized, and Indonesian EPC bidders routinely met PLN's ceiling tariff of IDR 1,200 per kWh, which pushed the Indonesian solar energy market below grid-parity levels in high-irradiance provinces. Corporate renewable-power purchase agreements (RE-PPAs) surged as RE100 manufacturers in Java and Batam locked in twenty-year rooftop contracts that guarantee Scope 2 abatement and long-term price certainty. Utility-scale developers attracted by the archipelago's 207 GW technical potential, the USD 20 billion JETP commitment, and regulatory clarity under Presidential Regulation 112/2022 are queueing projects in Java, Sumatra, and Sulawesi despite grid-absorption quotas and foreign-exchange risks.
MEMR Regulation 2/2024 ended net-metering and replaced it with a 5.746 GW quota, clarifying interconnection rules and protecting PLN revenues while sustaining tax allowances for commercial systems. Jakarta's Governor Regulation 38/2024 now obliges the installation of rooftop solar on new commercial buildings exceeding 500 m2, a mandate mirrored in West Java and Bali. Together with the quota, this delivers a transparent pipeline that boosts developer visibility until 2028. The mechanism caps excess-generation credits, steering households toward self-consumption yet unlocking larger corporate installations that can absorb daytime output. Developers have accelerated engineering timelines to secure quota allocations early, anticipating tighter windows once the residential segment restarts in 2027. At the same time, municipal fines and permitting incentives ensure higher compliance, thereby expanding the Indonesian solar energy market in densely populated urban districts.
Polysilicon spot prices declined from USD 30/kg in 2023 to USD 8/kg by Q4 2024, halving crystalline-silicon module ASPs and enabling EPC bids as low as IDR 1,050 per kWh in recent PLN tenders. Normalized freight rates shaved another 15-20% off landed costs for Chinese Tier-1 modules, pushing levelized electricity costs beneath coal benchmarks in East Nusa Tenggara and South Kalimantan. Developers responded by lodging unsolicited PPA proposals that already exceed PLN's 17.1 GW solar allocation for 2025-2034. Yet margin pressure remains as manufacturers offload high-priced inventory, compelling Indonesian firms to hedge order timing. Forward curves indicate that if Chinese factory utilization stays above 600 GW annually, the Indonesian solar energy market will benefit from sub-USD 0.07 kWh tariffs through 2026.
MEMR Decree 191/2024 trimmed the TKDN threshold to 20%, yet developers still face 12-18% higher EPC costs because Indonesia lacks polysilicon and wafer plants, leaving PT Len Industri's 600 MW line as the chief compliant source. Queue times stretch to nine months, compelling utility-scale sponsors to renegotiate PPA schedules or accept partial-import penalties. PLN remains reluctant to uplift tariffs, forcing margin compression that cascades through the supply chain. Several IPPs now bundle balance-of-system gear from domestic suppliers to surpass the 20% threshold, although audits can delay commercial-operation certificates by up to 90 days. Unless new gigawatt-scale factories reach commercial operation before 2027, the TKDN rule will continue to hinder the Indonesian solar energy market.
Other drivers and restraints analyzed in the detailed report include:
For complete list of drivers and restraints, kindly check the Table Of Contents.
Solar PV accounted for 100.00% of the Indonesian solar energy market size in 2025 and is forecast to advance at a 38.10% CAGR through 2031. CSP remains commercially unviable because most Indonesian sites record 1,400-1,600 kWh/m2 DNI, which is well below the 2,000 kWh/m2 threshold that CSP needs to remain competitive. PV capex of USD 800-1,200 kW undercuts CSP's USD 4,000-6,000 kW, so investors concentrate capital on crystalline-silicon routes. Bifacial and TOPCon modules captured 60% of 2024 imports as developers chase 10-15% yield gains in land-constrained Java. Compliance with IEC 61215 and IEC 61730 standards upholds bankability despite price compression, further reinforcing PV's exclusive status in the Indonesian solar energy market.
Second-generation cell technologies accelerate yield improvements, mitigating curtailment risks by enabling lower nameplate sizing for fixed quotas. LONGi and Trina each delivered over 500 MW of bifacial shipments in 2024, primarily for floating PV and hybrid diesel sites. As module energy density rises, developers forecast a 7% drop in land requirements by 2027, alleviating community-acceptance barriers in peri-urban Java while bolstering project IRRs.
The Indonesia Solar Energy Market Report is Segmented by Technology (Solar Photovoltaic and Concentrated Solar Power), Grid Type (On-Grid and Off-Grid), and End-User (Utility-Scale, Commercial and Industrial, and Residential). The Market Sizes and Forecasts are Provided in Terms of Installed Capacity (GW).