印尼启动194公里氢走廊：首辆氢能公交由柴油改装
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 3294GWp。但截至2024年底，实际开发规模只有约912MW，不到资源潜力的万分之三。
风电资源潜力约为 154.6GW，而截至2025年底，全国风电装机仍只有约152MW。
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42.6GW可再生能源，其中包括：
太阳能17.1GW；
水电11.7GW；
风电7.2GW；
地热5.2GW。
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15.63GW，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600MW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600MW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600MW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300MW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1GW，计划扩张到3GW。
隆基绿能则与Pertamina NRE合作，在西爪哇建设年产1.6GW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17.1GW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13GW水电资源和巴布亚曼贝拉莫河24GW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