印尼启动 194 公里氢走廊

7 月 21 日，印度尼西亚在雅加达同时推出了两项氢能交通示范：

一项是连接雅加达、卡拉旺和帕蒂姆班的 194 公里绿色氢能走廊；另一项，则是印尼首辆氢—柴油双燃料公交车。

这两项计划在 2026 年全球氢能生态系统峰会期间亮相。印尼政府希望以港口物流和商用车辆为突破口，把过去停留在战略、路线图和谅解备忘录中的氢能项目，逐步带到实际应用场景中。

但需要注意的是，印尼官方使用的是“开发氢能走廊”，并不意味着沿线加氢站已经全部建成。按照目前披露的信息，相关加氢设施仍在规划和筹备之中。

这不是一辆燃料电池公交车

印尼新闻标题里的“氢能公交”，很容易让人联想到燃料电池汽车。

但这辆车并没有拆掉原来的柴油发动机，也没有安装一套完整的燃料电池动力系统。

它本质上是一辆经过改装的日野柴油公交车，通过向发动机引入氢气，让车辆同时燃烧柴油和氢气。车辆由印尼国有公交运营商 DAMRI 提供，项目参与方还包括印尼能源与矿产资源部、国家电力公司 PLN、检测认证机构 SUCOFINDO，以及项目开发商 Tritunggal Prakarsa Global。

这辆车安装了 16 只储氢瓶，每只容积 50 升，储氢瓶额定压力 20 兆帕、工作压力 15 兆帕，车辆原有的 7.684 升六缸柴油发动机继续保留。

在 SUCOFINDO 的测试中，与纯柴油运行相比，这套双燃料系统实现了：

  • 烟度下降 57.66%；
  • 一氧化碳排放下降 45.45%；
  • 二氧化碳排放下降 39.37%；
  • 氮氧化物排放下降 21.16%。

这些数据说明，氢气确实能够替代一部分柴油，改善发动机燃烧状况，降低部分污染物和碳排放。

不过，这仍然不是零排放车辆。

柴油发动机仍在工作，车辆仍然排放二氧化碳和氮氧化物。上述数字也是特定测试条件下的结果，还需要通过长期道路运营，验证实际节油率、储氢系统可靠性、维护成本以及不同负载下的排放表现。

为什么印尼没有直接购买燃料电池公交车

答案很现实：成本和存量车辆。

如果一开始就建设高压加氢站，再采购一批全新的燃料电池公交车，车辆、基础设施和运营体系都要从零开始，初始投资非常高。

氢—柴油双燃料改造的优势，是不用立即淘汰现有车队。运营商可以保留发动机、底盘和维护体系，只增加储氢、供氢和控制装置，用较低成本测试氢气供应、车辆运行和安全标准。

因此，这辆车更像是一项“过渡技术”。

印尼要验证的并不只是氢气能不能让公交车跑起来，而是能不能在不更换整个商用车队的前提下，先创造一批稳定的氢气用户。

这也是 194 公里氢能走廊更值得关注的原因。它连接雅加达、卡拉旺和帕蒂姆班，覆盖港口、工业区和物流运输场景。相比乘用车，固定线路运行的公交车、港口车辆和物流卡车，更容易集中建设加氢设施，也更容易形成相对稳定的氢气需求。

印尼已经有 93 项氢能计划

印尼能源与矿产资源部表示，目前全国已经形成 93 项氢能生态系统计划，对应投资规模约为 32 万亿印尼盾。

其中包括交通、工业、电力和岛屿去柴油化等不同应用。

例如，印尼正在苏姆巴岛推进氢能去柴油化项目，目标是在 2028 年商业运行；在罗特岛，政府也在与 PLN 合作开展类似计划。印尼方面预计，通过可再生能源制氢、储氢和氢能发电，可以把部分偏远岛屿高达每千瓦时 1 美元的发电成本，降低到约 0.25 美元。

不过，“93 项计划”不能理解为已经有 93 座氢能工厂建成。

印尼政府在 2026 年初列出的重点项目，包括乌鲁贝鲁和拉亨东绿色制氢项目、苏姆巴岛项目、东爪哇项目，以及万隆垃圾制氢项目。当时官方的表述仍是向投资者“推介项目”，并评估哪些项目真正具备落地条件。

换句话说，印尼氢能正在从“签署合作协议”转向“筛选能够实施的项目”，但距离 93 项计划全面形成产能还有很长距离。

风光资源潜力大，真正开发出来的却很少

印尼发展绿氢最大的底牌，是可再生能源资源。

印尼能源部门估算，全国太阳能技术潜力达到 3294 吉瓦（峰值）。但截至 2024 年底，实际开发规模只有约 912 兆瓦，不到资源潜力的万分之三。

风电资源潜力约为 154.6 吉瓦，而截至 2025 年底，全国风电装机仍只有约 152 兆瓦。

除了风光，印尼还拥有丰富的水电和地热资源。根据 PLN 的 2025～2034 年电力发展规划，未来十年计划新增 42.6 吉瓦可再生能源，其中包括：

  • 太阳能 17.1 吉瓦；
  • 水电 11.7 吉瓦；
  • 风电 7.2 吉瓦；
  • 地热 5.2 吉瓦。

这套新增电源规划，将决定印尼未来是否真的有足够的低成本绿电发展电解水制氢。

截至 2025 年底，印尼可再生能源装机约为 15.63 吉瓦，在全国能源结构中的占比为 15.75%。这意味着，印尼虽然拥有巨大的资源潜力，但电源建设、电网接入和项目开发速度仍明显落后于资源禀赋。

对绿氢产业来说，资源潜力不等于便宜电力。

只有当风光水电项目真正建成、电网能够消纳，或者制氢项目拥有独立的可再生能源电源时，“资源丰富”才会转化为有竞争力的制氢成本。

从国家战略到氢氨路线图

印尼的氢能政策大体经历了三个阶段。

2023 年 12 月，印尼发布《国家氢能战略》，提出三个核心目标：

  • 第一，减少对化石燃料和进口能源的依赖；
  • 第二，培育国内氢能市场；
  • 第三，把印尼建设成为氢及氢基衍生品出口国。

2025 年，印尼进一步发布《国家氢能与氨路线图》，把产业发展划分为三个阶段：

  • 2025～2034 年：启动阶段，完善监管、标准和示范项目；
  • 2035～2045 年：发展与融合阶段，扩大生产规模，建设基础设施；
  • 2045～2060 年：加速和商业化阶段，形成大规模国内应用和出口能力。

到 2060 年，印尼氢气需求预计达到每年 340 万至 1180 万吨，供应能力最高可能达到 1750 万吨，其中 30% 至 50% 可能用于出口。规划涉及工业、发电、天然气管网和交通等领域。

2025 年出台的第 40 号政府条例，又把氢和氨列为战略性新能源，预计到 2060 年，氢能在印尼一次能源结构中的占比达到 10% 至 12%。

有意思的是，印尼现在并不是没有氢气需求。

印尼每年已经消费约 175 万吨氢气，其中约 88% 用于尿素生产，另有部分用于氨生产和炼油。但是，这些是传统工业体系里的氢气，并不等于绿氢市场已经成熟。

印尼政府为 2026 年设定的目标，是让接近 200 吨绿氢真正进入市场。把“175 万吨现有氢气消费”与“约 200 吨绿氢市场供应”放在一起看，就能看出印尼氢能转型目前所处的真实阶段。

印尼已经落地和正在推进哪些项目

PLN的 22 座小型绿氢装置

印尼国家电力公司 PLN 已经在电厂体系中建设 22 座绿色制氢装置，利用地热、光伏、水电或可再生能源证书支持的电力制氢，合计设计产能约 203 吨/年。

其中一部分氢气用于电厂自身运行，剩余部分可以供应交通等外部市场。PLN 还在雅加达塞纳延建设了印尼首座加氢站。

这些装置规模不大，却有一个明显优势：它们利用现有电厂设备、用地和运维人员，能够以较低成本积累制氢和储运经验。

乌鲁贝鲁地热制氢项目

2025 年 9 月，印尼国家石油公司 Pertamina 旗下地热企业 PGE 启动乌鲁贝鲁绿氢示范项目。

项目利用地热发电驱动 AEM 阴离子交换膜电解槽，设计产量最高为每天 100 公斤，电解效率为 82% 至 88%。PGE 希望将这套模式复制到印尼其他地热资源区，并进一步生产绿色氨和绿色甲醇。

与波动较大的光伏和风电相比，地热能够提供比较稳定的连续电力，因此特别适合需要较高设备利用率的电解水制氢项目。

Garuda绿色氢氨项目

沙特企业 ACWA Power、PLN 和印尼化肥集团 Pupuk Indonesia 正在亚齐推进 Garuda 绿色氢氨项目。

项目计划配置约 600 兆瓦风电和光伏，年产绿色氨 15 万吨，投资规模估算约 10 亿美元。

这一项目最初曾提出 2026 年投产，但 Pupuk Indonesia 在 2026 年初澄清，项目仍处于工程设计和开发阶段，预计完整商业运行时间更可能在 2030 年前后。

这也是观察印尼氢能项目时需要注意的问题：早期发布的投产时间，往往会随着工程设计、融资和购销协议的推进而调整。

现代汽车垃圾制氢项目

韩国现代汽车集团正在与 Pertamina 及西爪哇省合作，在万隆附近的 Sarimukti 垃圾填埋场建设垃圾制氢生态系统。

项目计划从填埋气产生的生物气中提取低碳氢，并利用 Pertamina 现有的压缩天然气基础设施建设加氢站，目标是在 2027 年投入运行。

这不属于电解水绿氢，而是把垃圾处理、生物气利用和交通用氢结合起来。对城市垃圾压力较大的印尼而言，它可能比单纯建设一座电解水制氢厂更容易获得地方政府支持。

巴淡岛600MW制氢计划

总部位于新加坡的 Aslan Energy Capital 正在巴淡岛附近推进 Hidrogen Energi Mitra Utama 项目，规划首期配置 600 兆瓦电解槽，并建设相应的光伏、储氢和出口设施。

开发商此前计划在 2026 年作出最终投资决定。目前该项目仍属于前端工程设计和投资决策阶段，不能视为已经开工的 600 兆瓦制氢基地。

巴淡岛紧邻新加坡，具备港口和工业基础，因此此类项目的目标市场很可能不仅是印尼国内，也包括新加坡及其他亚洲进口市场。

德国资本的亚齐制氢项目

德国投资机构 Augustus Global Investment 曾提出在亚齐 Arun Lhokseumawe 经济特区投资 5 亿美元，建设 300 兆瓦绿氢工厂，设计产量约每天 98.5 吨。

Black & Veatch 完成的可行性研究认为项目在技术和经济上具有可行性，但公开资料显示，它仍主要处于可研和开发阶段，并没有证据表明项目已全面进入建设。

外资热情很高，但不能把协议当成投资

目前参与印尼氢能布局的外资，主要来自沙特、韩国、新加坡、德国、日本和法国，还有中国。

不同国家的目标并不完全相同：

  • 沙特企业更关注大规模绿氨和出口项目；
  • 韩国企业将氢能交通与垃圾处理结合；
  • 新加坡开发商关注苏门答腊、廖内群岛与新加坡之间的跨境能源供应；
  • 日本通过 JICA 参与路线图、技术、融资和项目风险管理；
  • 德国企业更侧重工程设计和项目开发。

日本与印尼已经制定氢能和氨合作路线图，希望通过日本的技术、项目经验和金融工具，降低印尼氢能项目前期风险。

但外资项目也有退出案例。

2024 年，新加坡胜科工业与 PLN EPI 曾宣布，在苏门答腊建设年产 10 万吨绿氢项目，并研究通过管道连接廖内群岛和新加坡。

然而，胜科在 2025 年的投资者材料中表示，双方针对该印尼绿氢项目的联合开发框架协议已经到期。

这说明，大规模绿氢项目能否落地，最终仍取决于长期购氢合同、电价、融资成本、跨境运输方案和政策支持，而不是签署了多少份谅解备忘录。

因此，印尼所称的 32 万亿印尼盾氢能投资规模，更适合被理解为项目储备和投资计划，不能全部视为已经到账或已经形成固定资产。

中资在印尼氢能产业布局到了哪一步

截至 2026 年 7 月 21 日，在可以公开核实的印尼大型氢能项目中，主导开发商更多来自沙特、韩国、新加坡和德国。

目前尚未发现由中资企业主导、已经完成最终投资决定并进入大规模建设的印尼绿氢或绿氨项目。

但这并不意味着中资没有布局。

中资目前更明显的落点，是氢能上游所需要的光伏制造、储能、电力设备和可再生能源供应链。

例如，天合光能与印尼本地企业组建的 Trina Mas Agra Indonesia，已在中爪哇肯德尔经济特区建设光伏电池和组件工厂，初始年产能约 1 吉瓦，计划扩张到 3 吉瓦。

隆基绿能则与 Pertamina NRE 合作，在西爪哇建设年产 1.6 吉瓦的光伏组件工厂。该工厂采用本地化生产模式，直接对应印尼未来十年新增 17.1 吉瓦光伏装机的需求。

在印尼—中国能源论坛上，印尼政府还曾向中方投资者推介卡扬河 13 吉瓦水电资源和巴布亚曼贝拉莫河 24 吉瓦水电资源，并把太阳能、水电、地热和氢能列入双边能源转型合作方向。

由此判断，中资进入印尼氢能市场，可能首先沿着以下路径展开：

  • 一是为绿氢项目提供光伏、储能和电力系统；
  • 二是输出电解槽、整流电源、储氢和加注设备；
  • 三是与 PLN、Pertamina、Pupuk Indonesia 等国有企业合作参与 EPC；
  • 四是以绿氨、绿色甲醇和工业园区脱碳为切入口，而不是一开始就直接投资交通用氢。

需要说明的是，这一判断基于目前可公开检索的信息，不排除中资企业已经进行商务接触、设备投标或未公开的项目谈判。

印尼氢能真正的考验才刚刚开始

印尼有发展氢能的理由。

它拥有庞大的工业氢气需求、丰富的风光水热资源、众多依赖柴油发电的岛屿，还靠近新加坡、日本和韩国等潜在氢基燃料进口市场。

但它面临的问题也非常清楚：

  • 第一，风光资源巨大，却还没有大规模转化为低成本电力；
  • 第二，绿氢价格仍难以与天然气制氢、柴油和 B50 生物柴油竞争；
  • 第三，加氢站、运输管道、认证标准和长期购氢合同仍不完善。

因此，这辆氢—柴油双燃料公交车的意义，不在于它代表了氢能交通的最终形态。

它更像印尼的一次务实试探：在燃料电池公交车和完整加氢网络尚未成熟之前，先用最低的车辆改造门槛制造氢气需求，再沿固定线路建设供应体系。

真正值得继续观察的，不是这辆公交车能不能完成一次道路测试，而是三件事：

  • 194 公里走廊上的加氢设施能否真正建成；
  • 氢气是否来自可核实的低碳能源；
  • 以及车辆在长期运营中能否形成可以接受的燃料成本。

只有这三个问题都有答案，印尼的“氢能走廊”才会从一条发布会上的路线，变成真正可以运转的产业链。

【信息来源：jakartaglobe.id】