La Thaïlande envisage de prolonger les contrats des centrales à gaz alors que les demandes d’électricité des centres de données dépassent les prévisions

Un déficit d’approvisionnement de sept ans remet les centrales existantes au premier plan

La Thaïlande envisage de prolonger les contrats de centrales électriques au gaz existantes, alors que les demandes d’électricité des centres de données atteignent environ 35 000 mégawatts, contre une capacité prévue d’environ 8 800 mégawatts dans le projet de plan de développement de l’électricité 2026. La principale difficulté tient au calendrier : la mise en service de nouvelles grandes centrales au gaz pourrait prendre environ sept ans, en raison des pénuries d’équipements et des délais de construction.

Wattanapong Kurovat, directeur de l’Office de la politique et de la planification énergétiques (EPPO), a présenté la proposition du secteur privé à la suite de la consultation publique sur le projet de plan, du 8 au 15 septembre 2026. L’Office envisage de maintenir en activité de grands producteurs indépendants d’électricité, appelés IPP, dont les contrats arrivent à expiration. Aucune prolongation générale ni liste définitive des centrales retenues n’a été annoncée.

Cette proposition intervient alors que le projet de PDP 2026 vise à accroître la part des énergies propres et renouvelables tout en répondant aux besoins des centres de données et des nouvelles industries, en particulier dans le Corridor économique oriental (EEC). Les décisions dépendraient de la demande d’électricité, de la sécurité du système, de l’efficacité des centrales et de leur emplacement, et non du seul souhait d’un exploitant de continuer à vendre de l’électricité.

Warit Rattanachuen, gouverneur adjoint chargé de la stratégie à l’Autorité de production d’électricité de Thaïlande (EGAT), a indiqué qu’il faudrait s’engager sur des dizaines de milliards de bahts et patienter environ cinq ans pour obtenir les turbines d’une grande centrale. La construction prendrait ensuite près de deux années supplémentaires.

Ce calendrier d’approvisionnement en équipements explique pourquoi le maintien des capacités de production existantes est à l’étude. Il ne signifie pas que toutes les demandes de raccordement de centres de données se traduiront par des installations opérationnelles, ni qu’il faudra prolonger tous les contrats arrivant à échéance.

Les demandes d’électricité ne correspondent pas à une demande confirmée

Les chiffres les plus élevés correspondent à des demandes ou à des manifestations d’intérêt, et non à de l’électricité déjà consommée. Warit a évalué à environ 35 000 mégawatts le total des demandes adressées à l’Autorité provinciale de l’électricité (PEA) et à l’Autorité métropolitaine de l’électricité (MEA), précisant que ce chiffre était proche de la pointe actuelle de la demande nationale.

Une évaluation distincte fait état de demandes de centres de données de 26 045,2 mégawatts auprès de la PEA, contre une capacité déclarée de 4 882,7 mégawatts. Selon ces chiffres, les demandes représentent environ 5,3 fois la capacité annoncée pour les satisfaire. Cette comparaison concerne uniquement la PEA et ne doit pas être considérée comme une mesure de l’ensemble du système national.

Songwut Khandee, gouverneur adjoint de la PEA chargé de la planification et de l’ingénierie, a indiqué que les manifestations d’intérêt dans l’EEC et les zones environnantes atteignaient entre 38 000 et 40 000 mégawatts. Il a également mentionné un chiffre bien inférieur, de 3 800 mégawatts, sans expliquer son rapport avec la fourchette haute.

Les estimations diffèrent également quant à la pointe nationale utilisée comme référence. Songwut a cité environ 50 000 mégawatts, tandis que Warit a comparé les 35 000 mégawatts à la pointe nationale. Par rapport au chiffre de 50 000 mégawatts, les demandes de 38 000 à 40 000 mégawatts équivaudraient à 76 % à 80 %. Les informations publiées ne précisent pas les dates, les définitions ni le périmètre géographique auxquels ces chiffres se rapportent.

Songwut a qualifié la fourchette haute de scénario optimiste présenté par les promoteurs et a souligné qu’il restait à établir la consommation réelle. Les projets peuvent être réalisés par étapes, fonctionner en dessous de la capacité demandée ou ne jamais être construits. Prévoir des capacités pour chaque demande créerait donc un risque différent de celui qui consisterait à ne pas répondre à des investissements confirmés.

Ce que comprend l’enveloppe prévue de 8 800 mégawatts

L’enveloppe nationale prévue pour les centres de données dans le projet de plan est d’environ 8 800 mégawatts. Warit en a détaillé les composantes : environ 4 000 mégawatts dans l’EEC, 2 600 mégawatts hors du corridor pour lesquels les fournisseurs d’électricité ont accepté les demandes, et environ 2 000 mégawatts de marge de planification supplémentaire.

La somme de ces composantes arrondies atteint 8 600 mégawatts, et non 8 800. L’écart de 200 mégawatts n’est pas expliqué dans la ventilation publiée et ne doit pas être attribué arbitrairement à une autre catégorie. Les deux premières composantes totalisent 6 600 mégawatts, mais l’acceptation d’une demande par un fournisseur ne garantit pas la fourniture d’électricité. L’attribution reste soumise au Comité de politique sur les activités des centres de données.

Une autre présentation du projet de plan fait état d’hypothèses de demande des centres de données comprises entre 6 799 et 8 811 mégawatts. Le chiffre haut est cohérent avec une enveloppe d’environ 8 800 mégawatts, même si les informations publiées ne permettent pas d’établir que tous les chiffres proviennent du même scénario ou de la même version du plan.

Les quelque 35 000 mégawatts de demandes cumulées représentent près de quatre fois l’enveloppe de planification de 8 800 mégawatts. Il s’agit d’une comparaison entre les projets en cours et l’hypothèse de planification, et non de la preuve d’un déficit immédiat d’approvisionnement. La question déterminante est de savoir quelle part de la demande sera confirmée, où elle sera raccordée et quand elle aura besoin d’électricité.

Quelles centrales existantes pourraient rester en service

Une analyse recense quatre centrales au gaz ou unités de production susceptibles de rester en service : Glow IPP, d’une puissance de 713 mégawatts, Ratchaburi, de 2 041 mégawatts, l’unité 3 de Wang Noi, de 446 mégawatts, et Nam Phong, de 650 mégawatts. Leur puissance cumulée atteint 3 850 mégawatts. Il s’agit d’un ensemble de capacités existantes susceptibles d’être maintenues, et non d’un programme de prolongation approuvé.

Une autre présentation retient un périmètre plus large pour Ratchaburi, d’environ 3 500 mégawatts. Elle comprend les unités thermiques 1 et 2, d’une puissance totale de 1 400 mégawatts, dont les contrats d’achat d’électricité ont déjà pris fin, ainsi que les blocs à cycle combiné 1 à 3, totalisant environ 2 100 mégawatts, dont les contrats doivent expirer progressivement à partir de 2027.

Les deux chiffres concernant Ratchaburi ne sont pas interchangeables. Le total de 3 500 mégawatts inclut des unités supplémentaires par rapport au chiffre plus restreint de 2 041 mégawatts. Les additionner reviendrait à compter deux fois des capacités qui se chevauchent.

Glow IPP, associée à Global Power Synergy (GPSC), devrait arriver à l’échéance de son contrat vers 2028. Glow SPP11, une installation distincte de 150 mégawatts, a déjà achevé son contrat. Une présentation de l’entreprise évoque d’autres usages possibles de sa capacité et de son site, notamment des systèmes électriques alimentant des centres de données, en cas de refus de prolongation.

Burapha Power, dans la province de Chachoengsao, constitue un autre cas distinct. Ce projet de 540 mégawatts doit commencer à fournir de l’électricité en 2029 dans le cadre d’un accord contractuel existant. Il ne doit pas être automatiquement inclus dans les capacités dont le renouvellement des contrats est proposé.

Les propositions des entreprises vont au-delà des grandes centrales au gaz

Nopadej Karnasuta, directeur général de B.Grimm Power pour la Thaïlande et la Malaisie ainsi que pour les solutions destinées aux entreprises industrielles, a indiqué qu’environ 22 centrales, d’une puissance cumulée de 3 000 mégawatts, avaient été proposées pour examen. Ce groupe comprend des IPP et des petits producteurs d’électricité, ou SPP. Les informations publiées ne permettent pas d’établir que les 22 centrales appartiennent toutes à B.Grimm ni qu’elles constituent un ensemble distinct, sans recoupement avec d’autres propositions.

Kirana Limpaphayom, directeur des opérations de Banpu, a déclaré que l’entreprise demanderait une prolongation pour la centrale au charbon BLCP de Rayong, d’une puissance de 1 434 mégawatts, si la nouvelle approche le permet. Son contrat doit expirer en 2032. Cette proposition dépasse le projet initial, centré sur les grandes centrales au gaz, et nécessiterait une décision distincte.

Une prolongation d’environ sept ans a été évoquée comme une durée susceptible de justifier des dépenses liées à la modernisation des machines et des équipements. Selon les premières estimations, les tarifs de l’électricité prévus dans le cadre de contrats renouvelés pourraient rester proches des niveaux actuels. Ni la durée ni le prix n’ont été définis dans le cadre de négociations détaillées formelles.

La proposition de renouveler les contrats pour sept ans et l’estimation de sept ans pour l’approvisionnement en équipements et la construction désignent deux choses différentes. Leur durée similaire contribue à expliquer l’intérêt de maintenir les centrales en activité pendant le développement de nouvelles capacités, mais elle ne constitue pas un calendrier de remplacement convenu.

L’EEC a besoin de capacités de production et d’acheminement

Le projet de plan prévoit environ 4 200 mégawatts de nouvelles capacités de production dans l’EEC : quelque 1 400 mégawatts autour de Bang Pakong, dans la province de Chachoengsao, et 2 800 mégawatts dans la zone de Rayong. Les projets comprendraient à la fois des capacités de production de l’EGAT et des capacités ouvertes aux grands producteurs privés.

Ces emplacements comptent, car l’électricité doit parvenir aux zones où la demande augmente. Maintenir une centrale ailleurs en Thaïlande ne résout pas automatiquement les contraintes locales du réseau à Chachoengsao, Chonburi ou Rayong. C’est pourquoi l’EPPO inclut l’emplacement, au même titre que l’efficacité et la sécurité du système, dans les critères d’évaluation proposés.

L’EGAT prépare un investissement d’environ 31 milliards de bahts dans le réseau de transport afin de répondre à l’hypothèse de 4 000 mégawatts de demande des centres de données dans l’EEC. Le projet est examiné par le Conseil national de développement économique et social et la Commission de régulation de l’énergie avant d’être soumis au cabinet, avec un démarrage prévu en 2027.

Le programme de transport comprend deux phases. La première porte sur plus d’un milliard de bahts et est présentée comme étant en cours de mise en œuvre et de planification pour répondre à la demande initiale. Cette distinction est importante : des travaux préparatoires ne signifient pas que le programme complet de 31 milliards de bahts a reçu son approbation définitive.

Selon Warit, la puissance des centres de données varie d’environ 50 à 60 mégawatts à 200 à 300 mégawatts, certains projets pouvant atteindre 800 à 1 000 mégawatts. L’EGAT modélise les variations de leur consommation d’électricité et les équipements nécessaires pour assurer la stabilité du réseau. Une proposition visant à alimenter directement les centres de données au moyen des lignes de transport de l’EGAT à plus de 115 kilovolts nécessiterait également des modifications réglementaires.

La PEA souhaite que les promoteurs partagent le risque d’investissement

La PEA a fait état d’un programme existant d’infrastructures électriques dans l’EEC, d’un montant supérieur à 15 milliards de bahts, approuvé par le cabinet en 2020. Plus de 80 % du budget a été investi. Le réseau construit peut répondre aux besoins d’environ 16 premiers projets de centres de données et approche les limites de sa capacité actuelle.

Le fournisseur étudie un nouveau cadre d’investissement d’environ 5 milliards de bahts pour les postes électriques et l’extension du réseau, en prenant pour référence de planification l’hypothèse nationale de 8 800 mégawatts pour les centres de données. Il prévoit également une alimentation en 22 kilovolts pour la construction de bâtiments et les activités industrielles connexes. La présentation des projets dépend de règles plus claires pour l’attribution de l’électricité aux centres de données.

Songwut a proposé que les promoteurs participent au financement par des investissements conjoints ou des garanties de consommation d’électricité. Selon lui, un engagement financier ferait des demandes un indicateur plus fiable de la demande réelle et réduirait le risque que les autres clients de l’électricité paient pour des infrastructures inutilisées.

Il a averti que des investissements fondés sur des demandes non confirmées pourraient entraîner une hausse des tarifs, évoquant des niveaux possibles de 4, 6 ou 8 bahts par unité. Il s’agissait de mises en garde concernant le risque lié aux investissements, et non de décisions tarifaires annoncées ou de prévisions établies.

La PEA cherche également à obtenir des financements pour des réseaux électriques plus intelligents dans le cadre d’un projet de décret d’emprunt de 200 milliards de bahts destiné à la transition énergétique. Ses priorités comprennent une meilleure surveillance de l’état du réseau, puis le stockage, les systèmes de contrôle et la révision des tarifs. Ce montant d’emprunt relève d’un cadre de financement plus large et ne correspond pas au budget de 5 milliards de bahts proposé pour l’extension dans l’EEC.

La croissance des énergies renouvelables ne résout pas le problème de calendrier

Le projet de PDP 2026 couvre la période 2026-2050. Selon une estimation publiée pour un scénario de demande élevée, les besoins de pointe en électricité atteindraient 79 696 mégawatts, tandis que les capacités totales de production à la fin du plan se situeraient entre 185 673 et 206 073 mégawatts selon les scénarios. Les capacités installées ne correspondent pas à l’électricité disponible à tout moment, en particulier lorsque le solaire et d’autres sources variables représentent une part importante de la production.

Le projet prévoit 9 100 mégawatts de nouvelles capacités de production au gaz et une nouvelle enveloppe de 24 300 mégawatts pour le solaire, dont 14 300 mégawatts seraient réservés aux producteurs privés. Il s’agit de quantités prévues dans le cadre de la planification. Les calendriers de passation des marchés, les raccordements et l’achèvement des projets détermineront à quel moment ces capacités pourront être utilisées.

Un exemple utilisé dans le débat sur les prolongations repose sur une demande moyenne d’électricité d’environ 25 000 mégawatts et une production solaire diurne d’environ 10 000 mégawatts. Dans cet exemple, les autres sources de production fournissent environ 15 000 mégawatts pendant la journée, mais doivent couvrir une plus grande part de la demande lorsque la production solaire diminue. Il s’agit d’une illustration de l’évolution des besoins d’approvisionnement, et non d’un relevé vérifié de la production à un moment précis.

Les centrales à gaz à cycle combiné utilisent une turbine à gaz pour produire de l’électricité, puis récupèrent la chaleur de ses gaz d’échappement pour générer davantage d’énergie au moyen d’une turbine à vapeur. Maintenir ces centrales en activité pourrait préserver des capacités de production pilotables pendant la transition. Toutefois, des engagements prolongés en faveur des combustibles fossiles exposent également le système au coût des combustibles et au risque que les actifs deviennent moins rentables avant la fin de leur durée d’exploitation.

Le stockage, le renforcement des réseaux et la gestion de la demande d’électricité font donc partie de la même décision de planification. L’EGAT et les autorités de l’EEC étudient également de petits réacteurs nucléaires modulaires, pour lesquels le projet de plan évoque un potentiel d’environ 9 000 mégawatts. Ce chiffre ne correspond ni à un programme de construction approuvé ni à une solution assortie d’une date de mise en service.

Les contrats d’électricité propre et les tarifs restent à définir

Une estimation publiée du tarif moyen dans le cadre du plan s’élève à 3,8364 bahts par kilowattheure. Le kilowattheure est l’unité de facturation de l’électricité consommée. Cette estimation découle des hypothèses de planification et ne garantit pas que les factures des ménages ou les tarifs appliqués aux centres de données resteront à ce niveau pendant toute la durée du plan.

Les coûts réels dépendront des prix du gaz et du gaz naturel liquéfié, des investissements dans le réseau, des financements, des contrats et des décisions réglementaires. La question de savoir si la croissance des centres de données accroît les coûts pour les autres clients dépend aussi de la répartition des frais liés aux nouveaux raccordements, aux capacités réservées et à l’approvisionnement de secours. Une hausse des tarifs des ménages n’est pas une conséquence automatique de chaque nouveau centre de données.

L’EGAT étudie plusieurs dispositifs : l’électricité ordinaire du réseau, le tarif vert des fournisseurs d’électricité (Utility Green Tariff, UGT), les contrats d’achat direct d’électricité (Direct PPA) et les frais d’approvisionnement de secours pour les entreprises qui produisent leur propre électricité. Le Direct PPA permet à un client admissible de conclure un contrat directement avec un producteur, tandis que l’accès au réseau et les frais de service doivent encore faire l’objet de règles.

La PEA a décrit un cadre de politique de 2 000 mégawatts associant le Direct PPA et l’UGT, et souhaite lancer un projet pilote dans l’EEC. Une autre présentation décrit les 2 000 mégawatts comme l’enveloppe du projet pilote de Direct PPA et précise qu’elle n’est pas réservée exclusivement aux centres de données. Ces descriptions ne permettent pas de conclure qu’il s’agit d’enveloppes distinctes pouvant être additionnées.

L’EGAT a également cité des prix de l’électricité pour les centres de données d’environ 6 à 7 bahts par unité aux Philippines et de plus de 8 bahts à Singapour. Ces prix rapportés ne sont pas directement comparables au tarif moyen prévu en Thaïlande sans tenir compte des conditions de facturation et des catégories de clients. Des certificats d’énergie renouvelable échangés au-delà des frontières de l’ASEAN font également partie des pistes à l’étude. Ces certificats attestent de caractéristiques renouvelables, distinctes de l’électricité physiquement fournie au client.

Les prochaines dates et décisions clés

Le calendrier immédiat combine la consultation, les contrats arrivant à échéance, les investissements proposés dans le réseau et la mise en service prévue d’une nouvelle centrale. Les dates publiées par la Thaïlande sont indiquées selon le calendrier bouddhique ; la chronologie ci-dessous en donne les équivalents grégoriens.

• 2020 : approbation par le cabinet des investissements de la PEA dans les infrastructures électriques de l’EEC.
• Du 8 au 15 septembre 2026 : consultation publique sur le projet de PDP 2026.
• 12 octobre 2026 : les articles font état du débat sur la prolongation des contrats des centrales et de propositions actualisées d’investissement dans le réseau.
• 2027 : l’EGAT prévoit de lancer son programme élargi de transport d’électricité dans l’EEC, sous réserve d’approbation. Les contrats des centrales à cycle combiné de Ratchaburi commencent à arriver à échéance.
• 2028 : Glow IPP devrait arriver à l’échéance de son contrat.
• 2029 : Burapha Power doit commencer à fournir de l’électricité.
• 2032 : le contrat de BLCP arrive, selon les informations publiées, à échéance.

Aucune date définitive n’a été annoncée pour l’adoption du PDP 2026, l’approbation de prolongations spécifiques ou la fixation des tarifs des centres de données. La PEA prévoit que les règles seront clarifiées au cours des une à deux prochaines années, mais cette échéance n’est pas contraignante.

Les décisions encore nécessaires sont concrètes : quelles demandes d’électricité seront retenues, quelles centrales resteront nécessaires, quelle sera la durée de leurs contrats, quels travaux de modernisation elles exigeront et qui financera l’extension du réseau. Les traiter ensemble permettrait de distinguer une réponse temporaire aux retards de nouvelles capacités d’un engagement inutilement long en faveur des centrales existantes.

Points clés

• L’EPPO étudie au cas par cas la prolongation des contrats des centrales au gaz ; aucune approbation générale n’a été annoncée.
• Les demandes cumulées des centres de données, d’environ 35 000 mégawatts, représentent près de quatre fois l’enveloppe de planification de 8 800 mégawatts prévue dans le projet.
• Les chiffres publiés sur les demandes et la pointe nationale diffèrent, et les demandes ne correspondent pas à une consommation confirmée.
• La mise en service de nouvelles grandes centrales au gaz pourrait prendre environ sept ans, compte tenu des délais d’approvisionnement en turbines et de construction.
• Une prolongation des contrats d’environ sept ans a été évoquée, mais les conditions et les tarifs restent à définir.
• L’EGAT propose environ 31 milliards de bahts d’investissements dans le réseau de transport de l’EEC ; la PEA étudie séparément une extension de 5 milliards de bahts.
• Les garanties des promoteurs, les règles relatives à l’électricité propre et la répartition des coûts contribueront à déterminer les investissements réalisés et les personnes qui les financeront.