2027年印尼国际电池及储能技术展览会Battery Indonesia 2027

展会圈，你的参展指南！

2027年印尼国际电池及储能技术展览会

The 11th Battery Indonesia 2027

展会时间：2027年04月21-23日

展会地点：印尼·雅加达

举办周期：一年一届·第11届

主办单位：GEM

中国总代：东方福泰（北京）国际会展有限公司

展会介绍

2027年印尼国际电池及储能技术展览会Battery Indonesia 2027将于2027年04月21-23日在印度尼西亚雅加达国际展览中心（JIExpo Kemayoran）举行。该展会为一年一届的国际专业贸易展，2027年迎来第11届，主要面向电池、储能、电池原材料及零部件等产业领域的专业观众和企业。根据主办方公布的规划，本届展会预计净展览面积约30000平方米，汇集约1100家参展企业，并吸引约25000名专业观众到场。

随着印度尼西亚电力系统、新能源开发和工业用能需求持续变化，2027年印尼国际电池及储能技术展览会Battery Indonesia 2027进一步强化了储能技术板块。官网将展会定位于电池与储能产业的专业交流平台，展示内容从传统可充电电池延伸至大型储能、工商业储能、户用储能、微电网、分布式能源、储能系统部件、

从产业链来看，该展会不仅关注电池成品，同时覆盖电池生产设备、加工生产线、检测与质量控制设备、电池原材料及零部件、动力电池管理系统、电池回收处理技术、环保设备以及智能充电和电动车充电设施等领域。2027年印尼国际电池及储能技术展览会Battery Indonesia 2027还将与太阳能、可再生能源、智慧城市及绿色技术相关展览同期举办，形成电池、储能、光伏、电力和智慧能源相互连接的展示体系。

印度尼西亚由大量岛屿组成，横跨亚洲与澳大利亚之间，并处于印度洋和太平洋之间，其独特的群岛地理结构对交通、能源供应和区域基础设施布局具有长期影响，这也使分布式能源、微电网和储能技术具有较为典型的应用场景。2027年印尼国际电池及储能技术展览会Battery Indonesia 2027将继续以雅加达为中心，连接电池制造商、储能系统供应商、系统集成商、项目开发商、EPC企业、公用事业机构及工业能源用户，集中呈现印度尼西亚电池与储能产业的技术应用和产业链变化。

展品范围：

一、电池技术及储能电池

动力电池：锂离子电池、磷酸铁锂电池（LFP）、三元锂电池、固态电池、半固态电池、钠离子电池、铅酸电池、镍氢电池、镍镉电池、液流电池、金属空气电池、燃料电池、超级电容器。

储能电池：家庭储能电池、工商业储能电池、电网级储能电池、集装箱式储能系统、便携式储能电源、通信储能电池、备用电源系统（UPS）、微电网储能系统。

下一代电池技术：固态电解质电池、锂硫电池、氢燃料电池、超级电容储能、先进能源存储技术、电转气技术（Power-to-Gas）、氢能储存技术。

二、电池材料及核心组件

正极材料：磷酸铁锂材料、三元正极材料、高镍材料、锰基材料、钴酸锂材料、正极添加剂。

负极材料：天然石墨、人造石墨、硅基负极材料、碳材料、石墨烯材料、新型负极材料。

电解液及隔膜：液态电解液、固态电解质、隔膜材料、涂层隔膜、功能添加剂。

电池结构组件：电池壳体、极耳、铜箔、铝箔、铝塑膜、连接器、导电材料、绝缘材料、密封材料。

三、电池制造设备及智能生产技术

电芯制造设备：搅拌设备、涂布设备、辊压设备、分切设备、卷绕设备、叠片设备、注液设备、化成设备、检测设备。

电池组装设备：模组生产线、电池包（PACK）生产线、自动化装配设备、激光焊接设备、包装设备。

智能制造系统：自动化生产线、工业机器人、智能仓储系统、MES制造系统、工业软件、数字化工厂解决方案。

生产辅助设备：洁净设备、干燥设备、物流设备、工装夹具、生产耗材及相关设备。

四、储能系统及能源解决方案

储能系统：住宅储能系统、户用储能系统、商业储能系统、工业储能系统、公用事业级储能系统、大规模电网储能系统。

储能应用：新能源电站储能、光伏储能系统、风光储一体化系统、数据中心储能、工业备用电源、智能微电网。

能源管理系统：能源管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）、储能管理系统、智能能源监控平台、虚拟电厂（VPP）。

五、太阳能光伏及新能源发电技术

太阳能组件：晶硅光伏组件、单晶硅组件、N型组件、TOPCon组件、HJT组件、柔性光伏组件、薄膜太阳能组件。

光伏材料：多晶硅、单晶硅、硅片、电池片、光伏玻璃、封装材料、背板材料、导电材料。

光伏系统：分布式光伏系统、户用光伏系统、工商业光伏系统、光储充一体化系统、太阳能建筑应用。

光伏设备：PV制造设备、组件生产设备、检测设备、智能运维系统、光伏安装设备。

六、电力电子及充放电技术

充电技术：新能源汽车充电桩、快速充电设备、超级充电设备、无线充电技术、充电模块、充电管理平台。

电力电子设备：储能变流器（PCS）、光伏逆变器、并网逆变器、离网逆变器、UPS电源、整流器、稳压器、功率器件。

能源连接技术：智能电网、电能转换设备、电源管理系统、能源互联网解决方案。

七、电池测试、安全及循环利用

测试检测设备：电芯测试设备、模组测试设备、电池包测试设备、充放电测试设备、寿命测试设备、安全检测设备。

电池安全技术：热管理系统、冷却系统、加热系统、热失控防护、防爆技术、消防系统、安全监测系统。

回收循环利用：废旧电池回收技术、电池梯次利用、材料再生技术、锂资源回收、镍钴锰回收、绿色循环技术。

八、电池及储能应用领域

新能源汽车应用：新能源汽车动力电池、电动汽车能源系统、电动商用车电池、电动工程机械电池。

交通及工业应用：电动两轮车、电动船舶、轨道交通、电动叉车、工业车辆、航空电池。

能源应用：家庭能源系统、智慧能源建筑、零碳园区、数据中心能源系统、备用能源系统。

市场介绍

一、印尼电池储能市场规模与增长

1．市场仍处于扩容前期

印尼尚未形成规模化的独立储能运营市场，现有项目主要分布在光储一体化、电网示范和离岛供电领域。因此，判断市场规模不能只看当前装机，更应观察国家电力项目储备。国际能源署在2026年9月发布的报告中指出，印尼电池储能部署仍处于早期阶段，未来增长主要由电力需求上升、可再生能源并网和偏远地区电力替代共同推动。

2.正式规划形成吉瓦级项目管线

《2025—2034年电力供应商业计划》提出新增约69吉瓦电力及储能能力，其中包括6吉瓦独立储能和3.6吉瓦光伏配套储能。国际能源署预计，印尼用电量将由2025年的接近500太瓦时增至2035年的接近800太瓦时，居民制冷、城市化和工业用电增长将持续提高电网对调峰、备用和快速响应资源的需求。

3.投资规模比现有装机更能反映增量

完成上述电池储能项目预计需要约50亿美元，2026—2034年平均每年投入接近5.6亿美元。该数字属于规划项目的累计投资需求，并非2026年实际市场销售额。约70%的规划容量将由国家电力公司PLN主导，其余项目更多采用独立发电商参与的光储混合模式。

4.分布式计划带来长期增量

印尼另提出面向约8万个村庄建设80吉瓦分布式光伏、配套320吉瓦时储能的设想，每个村庄的参考配置约为1兆瓦光伏和4兆瓦时电池。该方案规模远高于当前正式采购量，应视为长期政策方向，而不是已经形成的装机规模。其实施进度仍取决于财政安排、地方协调和具体采购机制。

二、印尼电池储能政策与法规

国家电力项目规划：《2025—2034年电力供应商业计划》是目前印尼储能项目安排的主要依据。该计划把独立储能、光伏配套储能和其他储能方式纳入电源建设序列，并按照苏门答腊、爪哇—马都拉—巴厘、加里曼丹、苏拉威西及东部岛屿等区域配置容量，为PLN后续采购和电网接入提供项目清单。

可再生能源购电制度：印度尼西亚能源与矿产资源部第5/2025号条例、第19/2025号条例以及第112/2022号总统条例，共同构成光伏与储能混合项目签订购电协议的制度基础。独立发电商可通过与PLN签署购电协议，回收发电和配套储能成本。不过，这套制度目前更适用于光储混合电站，独立储能的收费依据仍不完整。

屋顶光伏配储规则：能源与矿产资源部第2/2024号条例取消了过去按照用户接入容量设置的统一屋顶光伏上限，改为配额、负荷匹配和电网技术审查机制。新项目的富余电量原则上不再用于冲抵后续电费，这使工商业用户更重视提高自用比例，也增加了削峰、负荷转移和光伏配储的应用空间。

三、印尼电池储能竞争格局

PLN居于项目采购核心：印尼储能市场不是以零售品牌竞争为主，而是由项目采购关系决定。PLN既负责电网运行，也承担大部分独立储能建设任务；PLN Nusantara Power、PLN Indonesia Power等子公司则可参与光储项目开发。国际能源署估计，PLN负责的规划容量超过总量的70%，因此其技术要求、招标节奏和合同安排将直接影响市场格局。

独立发电商集中于混合项目：私人企业和国际开发商主要通过独立发电商模式参与光伏配储项目，规划容量占比超过25%。新加坡胜科工业与PLN Nusantara Power已合作建设努山塔拉光储电站；道达尔能源与新加坡金鹰集团则在廖内省推进面向工业用电和跨境送电的光储项目。现阶段，这些企业更像项目开发商，而非单纯设备销售商。

本土企业掌握资源与公共平台：Indonesia Battery Corporation、Aneka Tambang等国有企业集中在镍资源、电池材料、电芯和产业链整合环节。2026年，Aneka Tambang、Indonesia Battery Corporation与华友钴业牵头的企业联合体签署约60亿美元框架协议，目标覆盖采矿、冶炼、正极材料及20吉瓦时电芯产能。但电芯制造能力并不等同于储能系统集成份额，二者需要分别判断。

四、印尼电池储能消费与应用需求

1.电网调节需求

爪哇、马都拉、巴厘和苏门答腊是人口、电力消费和输配电网络相对集中的区域。规划中的独立储能主要用于负荷平滑、频率调节、备用容量和电网稳定。国际能源署指出，约90%的独立储能容量计划布局在苏门答腊及爪哇—马都拉—巴厘系统，这类需求属于电网侧公共服务，不是居民终端消费。

2.新首都供电需求

加里曼丹的储能需求与努山塔拉新首都建设密切相关。在电力规划前半期，约三分之一的储能投资将投向加里曼丹，支持接近0.6吉瓦独立储能项目。当地需要在新增城市负荷、可再生能源接入和供电可靠性之间建立平衡，因此储能更偏向城市电网配套和关键设施保障。

3.离岛和偏远地区需求

苏拉威西、努沙登加拉及东部岛屿的主要需求是减少柴油机组运行时间。当地电网规模较小，跨岛输电成本较高，光伏配储可在白天吸收太阳能、晚间释放电量，并降低燃料运输风险。研究显示，当地光储发电成本约为每千瓦时0.08—0.20美元，低于柴油发电的0.29—0.65美元。

3.工商业用户需求

工厂、冷链、商业地产和数据中心关注的重点是减少峰时用电、提高屋顶光伏自用率和应对短时供电波动。由于新建屋顶光伏项目的富余电量不再按照原有方式结转抵扣，储能的经济性将更多取决于用户负荷曲线、电价结构和停电损失，不能仅凭电池容量判断投资回收期。

五、印尼电池储能渠道与分销

1.电网侧项目采用集中采购

大型独立储能通常不经过普通经销渠道，而是由PLN根据电力规划发起项目采购。设备企业需要进入项目开发商、工程承包商或联合体的供应链，并满足并网、调度、性能保证和长期运维要求。未来较有可能采用容量可用性付费或全托管合同，使储能收入与设备持续可用程度挂钩。

2.光储项目依托独立发电商

光伏配套储能通常由独立发电商组织融资、设计、建设和运营，再通过长期购电协议向PLN出售电力。按照现有规划，苏拉威西和努沙登加拉等地区的混合项目更需要私人开发商提供技术与项目管理能力。电池、电池管理系统、储能变流器和能源管理系统由开发商或总承包商统一选型。

3.工商业市场以工程服务为入口

工商业储能主要通过本地工程公司、光伏安装商、电气设备渠道和能源服务企业触达用户。与消费类电池不同，项目成交通常要经过负荷审计、现场勘察、消防设计、并网评估和收益测算。由此判断，能够同时提供设备、本地施工、监控软件和售后维护的服务网络，比单一产品代理更适应印尼市场。

4.村级项目强调公共组织协调

面向偏远村庄的光储项目可能由政府部门、PLN、地方机构和红白村合作社共同推进。该渠道并非传统零售分销，更接近批量项目部署，需要解决土地、社区运营、设备运输、人员培训和长期维护问题。项目最终采用何种采购主体和结算方式，仍需等待更具体的实施文件。

六、印尼电池储能基础设施与配套

1.电网条件存在明显区域差异

爪哇—马都拉—巴厘系统负荷集中、变电设施较完整，更适合部署承担调峰和辅助服务的独立储能；东部岛屿多为小型或孤立电网，项目规模较小，但运输、接入和维护成本更高。储能配置因此不能全国采用同一方案，需要按照短路容量、负荷特征和可再生能源出力分别设计。

2.可再生能源配套正在扩建

2025年，低排放电源在PLN装机结构中的占比仍不足10%，但在新一轮电力规划中约占新增容量的五分之三。太阳能和风电比例提高后，电网需要同步建设变电站、输电线路、调度系统和储能设施。若电网接入建设慢于电源建设，储能项目也可能面临限发或延期并网。

3.示范设施提供运行经验

努山塔拉已建成由50兆瓦光伏与14.2兆瓦时储能组成的一体化电站，项目使用磷酸铁锂电池，并为新首都区域提供电力。该项目的意义主要在于验证热带环境下的系统运行、光储协同、合同融资和联合开发机制，而不是代表印尼已经进入大规模储能商业化阶段。

4.本地供应链逐步延伸

印尼在镍矿和电池材料方面具备资源基础，西爪哇和东哈马黑拉正形成采矿、加工、正极材料和电芯制造项目。不过，储能系统还需要变流器、控制软件、消防、热管理、检测认证及回收体系。2026年的产业投资增强了电芯配套能力，但完整的储能设备供应链仍需进一步建设。

七、印尼电池储能痛点与机会

痛点1：收益规则尚未完整建立

独立储能既可以被视为电网设施，也可能被视为电源资产，但印尼目前尚缺少统一分类、辅助服务定价和长期收费办法。投资者难以判断调频、备用、削峰和容量服务如何获得收入。国际能源署认为，有限的可融资项目管线比资本不足更突出，相关项目的加权平均资本成本约为9%—11%。

痛点2：群岛条件抬高交付成本

偏远岛屿项目规模较小，设备运输、并网施工和备件供应成本较高；高温、高湿和盐雾环境也对电池热管理、机柜防护和消防提出更高要求。此外，汇率变化、审批周期、土地协调和电池衰减责任划分，都可能影响融资和履约进度。

机会1：柴油替代具备成本基础

印尼每年在偏远地区燃料供应和柴油发电补贴方面承担较高成本。能源经济与金融分析研究所估计，光伏配储若按计划替代部分柴油发电，可能每年减少15亿—20亿美元补贴支出，并避免约20亿美元燃料进口。该测算属于情景分析，实际节省金额取决于项目落地速度和系统利用率。

机会2：首批项目将形成标准样本

规划中的6吉瓦独立储能和3.6吉瓦光储混合项目，将带来并网测试、长期运维、电池诊断、保险、回收和数字调度等配套需求。对市场而言，真正的增量不仅来自电池采购，也来自合同标准、性能评估和全生命周期管理。首批项目能否稳定运行，将决定后续复制速度。

八、印尼电池储能投融资环境与资本动向

1.五十亿美元资金需求逐步形成

国际能源署测算，完成《2025—2034年电力供应商业计划》中的电池储能项目需要约50亿美元，年均投资接近5.6亿美元。其中，PLN相关项目累计需要接近30亿美元，私人部门约承担20亿美元。由于历史储能投入较低，这意味着项目开发和资金投放都需要明显加速。

2.商业贷款仍是主要资金来源

按照国际能源署设计的融资结构，商业金融机构可提供约25亿美元，占项目总需求的一半；印尼政府注资、PT Sarana Multi Infrastruktur、Indonesia Investment Authority和Danantara等公共资金合计约23亿美元；多边开发银行、出口信贷机构和发展金融机构提供的国际公共资金约2.75亿美元。

3.优惠资金承担早期风险

印尼首批储能项目预计需要约4.6亿美元赠款及优惠贷款，约占总体投资的十分之一。这类资金更适合用于汇率对冲、建设期担保、次级债务和初期收入缺口，而不宜长期替代商业融资。测算显示，优惠融资可使首批独立储能项目所需的容量付费下降约6%。

4.产业资本向电池链延伸

2026年，Aneka Tambang、Indonesia Battery Corporation与华友钴业牵头的联合体公布约60亿美元电池产业链框架投资，计划建设20吉瓦时电芯能力。这笔资金主要投向矿产、材料和电池制造，并不等同于电网储能项目融资，但可能改善本地电池供应、技术人才和产业配套条件。

九、印尼电池储能合作模式与落地案例

模式一：PLN主导的独立储能

独立储能可由PLN确定站点、用途和调度要求，社会资本负责投资建设，并通过长期容量可用性付费回收成本。国际能源署测算，不同地区项目若要满足商业投资回报，年度容量付费约需达到每千瓦111—297美元。该模式适用于调频、备用和负荷平滑，但仍需统一合同与技术标准。

模式二：国有企业与国际开发商合资

努山塔拉光储电站由新加坡胜科工业与PLN Nusantara Power合作开发，配置50兆瓦光伏和14.2兆瓦时电池储能。项目以合资开发、长期购电和一体化建设为主要特征，既利用PLN体系的电网与项目资源，也引入国际开发商的融资、设计和运营经验。

模式三：工业供电与跨境送电结合

道达尔能源与新加坡金鹰集团通过Singa Renewables在廖内省推进大型光伏配储项目，计划分期建设，为当地工业园区供电，并向新加坡输送部分电力。该案例把工业用户、跨境电力交易和储能调节放入同一项目结构，但具体容量、投资额和投运安排仍未完全公开。

模式四：偏远地区的混合微电网

离岛项目可采用“光伏发电、储能调节、柴油备用”的混合微电网模式，由PLN、地方机构、独立发电商和公共金融机构共同参与。电池承担日内能量转移，柴油机组只在连续阴雨或高负荷时补充运行。该模式能够降低燃料运输和补贴压力，但需要配套长期运维、远程监控和社区人员培训。

模式五：多层次联合融资

首批项目可由印尼公共资本承担部分股权，商业银行提供主要债务，多边开发机构通过担保、优惠贷款或次级资本覆盖早期风险。国际能源署认为，本地银行熟悉国内市场，但对电池性能风险较为谨慎；国际金融机构具备项目经验，却更关注汇率和政策稳定性，因此联合贷款更适合印尼早期储能项目。

组展单位：东方福泰（北京）国际会展有限公司

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