El 19 de agosto, el ministro de Energía y Recursos Minerales de Indonesia, Sr. Bahlil Lahadalia, declaró durante la XII Convención y Exposición Internacional de Geotermia de Indonesia (IIGCE 2026) que el gobierno había discutido el programa con el presidente director de PLN, Sr. Darmawan Prasodjo, y planeaba lanzar una licitación de primera fase para 30 GW de proyectos solares en 2026.
El Sr. Bahlil afirmó que el gobierno pasaría a la primera fase de 30 GW e iniciaría el proceso de licitación este año. El presidente de Indonesia, Sr. Prabowo Subianto, había propuesto anteriormente desarrollar 100 GW de capacidad solar en los próximos años, acelerando al mismo tiempo el retiro de la generación diésel.
SMM cree que el anuncio supone una clara aceleración de la política solar de Indonesia. Sin embargo, la puesta en marcha de una licitación está todavía a varios pasos de la construcción y la conexión a la red. En esta etapa, la cifra de 30 GW debe considerarse mejor como un proyecto indicativo de primera fase y una ambición de contratación, más que como 30 GW de adiciones solares o demanda inmediata de módulos en 2026.
El objetivo de la primera fase pasa de 17 GW a 30 GW.
En mayo de 2026, el Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia propuso adelantar una cartera inicial de 17 GW de proyectos solares con almacenamiento de energía de respaldo. La última declaración del Sr. Bahlil eleva el objetivo de la primera fase a 30 GW, lo que aumenta sustancialmente la ambición de desarrollo a corto plazo del gobierno.
El aumento de 17 GW a 30 GW en pocos meses también muestra que el programa de 100 GW sigue en rápida fase de diseño y coordinación de políticas. La demanda firme dependerá de los documentos oficiales de licitación que definan las ubicaciones de los proyectos, los tamaños de los lotes, los modelos de desarrollo, los acuerdos de compra de energía, los requisitos de almacenamiento y los cronogramas de conexión a la red.
Según el ministerio de Energía, la capacidad solar instalada acumulada de Indonesia ascendía a aproximadamente 1,49 GW a finales de 2025. Sobre esa base, el objetivo de primera fase de 30 GW es unas 20 veces la base instalada existente, mientras que la ambición de 100 GW es casi 67 veces mayor.
Una expansión de esta magnitud afectaría mucho más que al suministro de módulos. También pondría a prueba la disponibilidad de inversores, sistemas de almacenamiento, transformadores, infraestructura de transmisión y distribución, terrenos, capacidad de ingeniería, financiación y servicios de operación y mantenimiento a largo plazo.
El plan de 30 GW aún necesita alinearse formalmente con el RUPTL.
El Plan Empresarial de Suministro Eléctrico de Indonesia (RUPTL 2025-2034) prevé 69,5 GW de nueva capacidad de generación y almacenamiento en diez años. La generación nueva y renovable representa aproximadamente 42,6 GW (61%), mientras que el almacenamiento en baterías y la hidroeléctrica de bombeo representan alrededor de 10,3 GW (15%). La generación con combustibles fósiles representa los 16,6 GW restantes (24%).
La declaración del gobierno de que aproximadamente el 76% de las adiciones planificadas son «verdes» combina, por tanto, el 61% de generación nueva y renovable con el 15% de almacenamiento. No significa que todo el 76% sea capacidad de generación, ni que las renovables suministren el 76% de la electricidad de Indonesia para 2034.
El RUPTL actual incluye aproximadamente 17,1 GW de nueva capacidad solar para 2034, muy por debajo del objetivo de primera fase de 30 GW recién anunciado. Por lo tanto, el programa de 100 GW puede requerir una revisión del RUPTL, un mecanismo de contratación dedicado o acuerdos adicionales a nivel nacional.
La hoja de ruta anterior que dividía el programa en fases de desarrollo de 17 GW, 18 GW y 35 GW, más 30 GW en estudio, no es la misma versión de política ni el mismo alcance que el anuncio del 19 de agosto sobre una licitación de primera fase de 30 GW. Hasta que los documentos de planificación y las listas de proyectos se actualicen formalmente, el mercado no debería incorporar la totalidad del objetivo político de 30 GW en las previsiones firmes de instalación.
El reemplazo del diésel hace crítica la disponibilidad de almacenamiento y de la red.
El gobierno de Indonesia también ha propuesto acelerar el cierre de aproximadamente 13 GW de capacidad diésel en 2026 y reemplazarlo con solar y otras fuentes no fósiles. La política apunta a reducir la dependencia de las islas remotas y las regiones con redes débiles del diésel y el combustible importado, reduciendo tanto los subsidios fiscales como los costos de suministro eléctrico.
Sin embargo, la capacidad solar y la capacidad de generación diésel no pueden reemplazarse una por una. Con un factor de capacidad del 15-20 %, 30 GW de solar producirían una producción media de aproximadamente 4,5-6 GW al año y no generarían nada por la noche. Por lo tanto, un reemplazo fiable del diésel requeriría suficente almacenamiento en baterías, generación despachable, controles de microredes y capacidad de reserva.
Las estadísticas eléctricas nacionales de Indonesia de 2024 reportaron aproximadamente 5,82 GW de capacidad diésel, una diferencia sustancial respecto de la cifra de retiro propuesta de 13 GW. No está claro si el alcance de 13 GW incluye unidades arrendadas, generadores fuera de red, unidades de reserva u otros activos de combustibles líquidos. Para evaluar la escala real del reemplazo de diésel, se requerirá información a nivel de planta que cubra la ubicación del sistema, las horas de operación, los costos de combustible y los recursos de reemplazo.
Un concepto anterior para el programa de 100 GW comprendía aproximadamente 80 GW de solar distribuida a nivel de aldeas y 20 GW de solar a escaa de servicios públicos. El componente de aldeas pretendía cubrir aproximadamente 80.000 aldeas, con alrededor de 1 MW de solar por aldeas y un total de 320 GWh de almacenamiento en baterías.
Si se mantiene, ese diseño podría generar una demanda material de almacenamiento, microredes y sistemas de gestión de energía. Sin embargo, no se ha confirmado que la primera licitación de 30 GW siga la misma estructura de 80 GW distribuidos y 20 GW a escala de servicios públicos.
Los documentos de licitación también deberán distinguir la potencia de almacenamiento de la energía de almacenamiento, indicando tanto GW como GWh, junto con la duración de la descarga. Una cifra de «capacidad» de almacenamiento sin duración es insuficiente para evaluar el reemplazo de diésel o la fiabilidad del sistema.
La transmisión es otra limitación. El RUPTL planifica aproximadamente 48.000 km-circuito de líneas de transmisión y alrededor de 108.000 MVA de capacidad de subestación para abodar el desajuste geográfico entre los recursos renovables y los centros de carga. En un archipiélago compuesto por numerosas islas y sistemas eléctricos aislados, los principales cuellos de botella pueden ser la financiación, el acceso a la tierra, las mejoras de las microredes, el suministro de transformadores, las aprobaciones de interconexión y las operaciones a largo plazo, más que la disponibilidad de módulos.
Los requisitos de TKDN podrían crear un mercado de módulos de dos niveles.
Las reglas de contenido local darán forma directa a la contratación de equipos bajo el programa de 30 GW. Según la investización de SMM, la demanda de módulos que cumplen con el marco de contenido local de Indonesia, conocido como TKDN, está aumentando en los proyectos gubernamentales y de PLN. Algunos proyectos ya estaban comenzando a alinearse con los requisitos de TKDN 4.0 en 2026, lo que otorga a los productores locales de módulos una clara ventaja de acceso cuando el contenido local es obligatorio.
La investigación de SMM en junio de 2026 situó los precios FOB puerto de China para módulos TOPCon en aproximadamente $0,110/W y los precios CIF en Indonesia en alrededor de $0,114-0,120/W. En comparación, los módulos TOPCon producidos localmente en Indonesia se cotizaban a alrededor de $0,130/W con un 25 % de contenido TKDN, $0,150/W al 40 % y hasta aproximadamente $0,185/W por encima del 40 % de contenido local.
Los módulos importados de menor precio pueden reducir el costo inicial de los proyectos basados en el mercado, pero es posible que no califiquen para proyectos guernamentales o de PLN con requisitos obligatorios de contenido local. A medida que avance la licitación de 30 GW, Indonesia podría desarrolar dos rieles de precios de módulos distintos: un precio de mercado comercial liderado por productos importados de alta eficiencia y un precio de proyectos de políticas liderado por módulos TKDN de cumplimiento local.
La política de TKDN podría apoar la fabricación indonesia de células, módulos, vidrio, marcos y otros materiales. Al mismo tiempo, una prima alta de contenido local podría aumentar los costos de capital del proyecto, los precios de compra de energía y la presión financiera. Equilibar el desarrollo industrial con el despliegue solar de bajo costo será una característica clave del diseño de la licitación.
El volumen de licitación no es lo mismo que los pedidos de módulos fotovoltaicos a corto plazo.
Los cronogramas de proyectos existentes en Indonesia muestran que las grandes licitaciones pueden tardar varios años en alcanzar la operación comercial. PLN lanzó la licitación de 1.225 GW Mentari Nusantara I en abril de 2026 bajo su mecanismo de contratación agrupado «GIGA-ONE», con operación comercial planificada para 2029.
Incluso si la primera licitación de 30 GW comienza en 2026, es probable que la contratación de módlos, el cierre financiero, la construcción y la conexión a la red se liberen por etapas. El objetivo expande materialmente el potencial de mercado a mediano y largo plazo de Indonesia para módlos, inversores y alacenamiento, pero la capacidad total no debe tratarse como demanda inmediata a corto plazo.
La demanda de equipos bancables provendrá de proyectos que hayan sido adjudicados, que hayan firmado acuerdos de compra de energía, que hayan asegurado los derechos de tierra e interconexión y que hayan alcanzado el cierre financiero.
La conversión de proyectos y el tiempo de ejecución importan más que la capacidad nominal.
SMM cree que la propuesta de Indonesia de lanzar una licitación de primera fase de 30 GW marca un cambio en el programa solar de 100 GW, pasando de la ambición política a la contratación y la ejecución. El programa podría mejorar materialmente las perspectivas de demanda a mediano y largo plazo de energía solar, almacenamiento de energía y microrredes en todo el sudeste asiático. Sin embargo, en esta etapa, las variables clave que determinan el crecimiento real del mercado no son la cifra nominal de 30 GW en sí, sino la tasa de conversión y el cronograma de ejecución de los primeros proyectos.
El mercado debe monitorear los siguientes hitos:
1. Los documentos de licitación formales de PLN, incluido si los 30 GW se adjudicarán en una sola ronda o se dividirán por año y región.
2. La asignación de capacidad entre la energía solar distribuida, la solar a escala de servicios públicos, otros proyectos energéticos y el almacenamiento de energía.
3. Contratos de compraventa de energía, tarifas de proyectos, garantías de financiación y el papel propuesto de las cooperativas.
4. Requisitos de potencia y energía del sistema de almacenamiento en GW y GWh, duración de la descarga y mecanismos de reemplazo de baterías.
5. Umbrales de contenido local de TKDN, posibles exenciones y la capacidad real de entrega de la industria local de módulos de Indonesia.
6. Lista de retiro a nivel de proyecto y cronograma de reemplazo para los 13 GW propuestos de generación diésel.
7. Fechas de adjudicación del proyecto, cierre financiero, inicio de construcción y operación comercial.
El techo de la política solar de Indonesia está aumentando rápidamente, pero es probable que las oportunidades más sólidas favorezcan a las empresas que combinen el cumplimiento normativo local con integración de sistemas, compatibilidad con redes débiles, configuración de almacenamiento y capacidades de operación y mantenimiento a largo plazo. También se espera que la competencia pase del precio del módulo únicamente a soluciones integradas de «solar + almacenamiento + microrred + financiación + entrega local».
SMM continuará monitoreando los documentos de licitación, la conversión de proyectos, los requisitos de almacenamiento, las reglas de TKDN y sus implicaciones para la demanda de equipos y la ejecución de proyectos.
Además, la Cumbre ASEAN de Almacenamiento Solar de SMM 2026 se llevará a cabo del 10 al 11 de noviembre de 2026 en Yakarta, Indonesia. La cumbre examinará las tendencias del mercado solar y de almacenamiento de energía de la ASEAN, los marcos políticos, los requisitos de contenido local, la innovación tecnológica, el desarrollo de proyectos y la cooperación en inversión y financiación. Incluirá un foro principal, emparejamiento empresarial y visitas a empresas, y se espera que reúna a más de 250 representantes de la industria de más de 11 países y regiones, junto con más de 25 ponentes y más de diez horas de networking empresarial.
A medida que el programa solar de 100 GW de Indonesia avanza hacia la contratación y la implementación, el acceso a proyectos, socios locales, canales de financiación y capacidades de entrega se volverá cada vez más importante. La cumbre proporcionará una plataforma no solo para evaluar la evolución de las políticas y la demanda en Indonesia y la ASEAN, sino también para conectar a organismos gubernamentales, empresas eléctricas, desarrolladores de proyectos, contratistas EPC, proveedores de equipos solares y de almacenamiento, integradores de sistemas e instituciones financieras. Los debates y el emparejamiento empresarial ayudarán a las empresas a explorar la cooperación en desarrollo de proyectos, adquisición de equipos, cumplimiento de TKDN, configuración de almacenamiento y financiación de proyectos, apoyando la transición desde la comprensión del mercado hasta el establecimiento de asociaciones y el avance de proyectos invertibles.
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