Le PDP 2026 de la Thaïlande met en collision énergie propre, demande des centres de données et factures d’électricité

Un plan énergétique dont les ménages pourraient payer la facture

La Thaïlande examine des demandes d’électricité de centres de données totalisant 35 000 mégawatts, tout en planifiant sur la base d’un chiffre bien inférieur, de 8 800 mégawatts. Cet écart résume le principal défi auquel est confronté son plan de développement de l’électricité 2026 : accroître suffisamment l’offre d’électricité pour les nouvelles industries sans faire payer aux ménages des centrales qui pourraient ne jamais être nécessaires.

Le projet de plan, appelé PDP 2026, couvre la période jusqu’en 2050. Le ministre de l’Énergie, Akanat Promphan, a présenté une hausse de la part des énergies renouvelables, qui passerait de moins de 20 % aujourd’hui à 50 % au cours de la première décennie, puis à 65 % et potentiellement jusqu’à 89 % pendant les 15 années suivantes. À ces ambitions s’ajoutent des propositions visant à accroître la production d’électricité au gaz, à élargir l’accès aux contrats privés d’électricité et à investir massivement dans le réseau.

Lors d’une table ronde organisée le 21 octobre 2026 par Vriens & Partners et le ministère de l’Énergie, des responsables et des représentants du secteur se sont penchés sur la mise en œuvre concrète de ces changements. Leurs préoccupations allaient de la demande d’électricité liée à l’intelligence artificielle au coût des batteries et aux horaires de recharge des véhicules électriques.

Pour les ménages, l’issue pourrait déterminer si les panneaux solaires en toiture deviennent une source de revenus et si l’expansion industrielle alourdit leurs factures. Pour les usines, les fabricants de semi-conducteurs et les investisseurs dans les centres de données, elle pourrait décider si la Thaïlande est en mesure de fournir une électricité propre et fiable à un prix compétitif.

Les décisions sont encore en cours d’élaboration. Fin octobre, des responsables ont indiqué que le PDP 2026 n’était pas finalisé, alors que sa présentation était prévue en novembre 2026. L’approbation définitive, les règles d’échange d’électricité et les frais d’accès au réseau détermineront dans quelle mesure les changements proposés se répercuteront sur les consommateurs.

Les propositions du ministère

Le communiqué du ministère de l’Énergie du 9 septembre présente trois priorités : une électricité plus propre, la sécurité de l’approvisionnement et une répartition plus équitable des bénéfices. Il propose un quota d’achat de 10 000 mégawatts d’électricité produite par des panneaux solaires en toiture, des contrats directs entre producteurs et acheteurs d’électricité, ainsi que des investissements de l’Autorité de production d’électricité de Thaïlande (EGAT) dans des réseaux plus intelligents et le stockage d’énergie.

Le ministère propose également d’étudier les petits réacteurs nucléaires modulaires, le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, ainsi que l’énergie géothermique. Ces technologies répondent à des besoins différents : les centrales nucléaires et géothermiques peuvent assurer une production constante, tandis que le captage du carbone vise à récupérer le dioxyde de carbone issu des processus industriels ou de la production d’électricité afin de l’utiliser ou de le stocker sous terre.

Plusieurs décisions et débats ont contribué à l’élaboration du plan :

• Juillet 2026 : une résolution du Conseil national de la politique énergétique a élargi le projet de système d’accords directs d’achat d’électricité (Direct PPA), au-delà d’un programme pilote limité aux centres de données et plafonné à 2 000 mégawatts.
• 9 septembre : Akanat a présenté les objectifs du projet en matière d’énergies renouvelables et indiqué qu’il ne restait qu’une semaine de consultation publique finale.
• 21 octobre : la table ronde de Bangkok a examiné la demande des centres de données, le solaire en toiture, les tarifs de l’électricité et la réforme du réseau.
• 27 octobre : Darika Sarunyagate, conseillère du ministère de l’Environnement, a déclaré lors de la Singapore International Energy Week que le PDP 2026 était toujours en cours d’élaboration.
• Début novembre : des responsables ont discuté des frais d’accès au réseau et de la création d’une catégorie distincte de clients de l’électricité pour les centres de données, le plan devant entrer en vigueur au cours du mois.

La proposition du ministère d’un quota d’achat de 10 000 mégawatts d’électricité solaire en toiture s’inscrit aux côtés d’un objectif gouvernemental plus large de 24,3 gigawatts de capacité solaire en toiture, cité dans le débat sur le projet. Un gigawatt équivaut à 1 000 mégawatts. Le quota d’achat concerne l’électricité achetée à partir des toitures, tandis que le chiffre plus élevé correspond à la capacité installée envisagée.

Quelle sera la demande des centres de données ?

Les demandes d’électricité des centres de données, qui totalisent 35 000 mégawatts selon les chiffres évoqués lors de la table ronde d’octobre, représentent près de quatre fois les 8 800 mégawatts retenus pour la planification. Il est important d’examiner ces demandes, car les promoteurs peuvent solliciter un raccordement avant d’avoir arrêté leurs investissements, leurs travaux de construction ou leurs engagements envers leurs clients.

Le Bureau de l’investissement a approuvé 42 projets de centres de données entre 2024 et 2026, représentant environ 750 milliards de bahts d’investissements et une charge informatique totale de 3 400 mégawatts. La charge informatique désigne l’électricité utilisée par les équipements informatiques ; le refroidissement et les autres systèmes du bâtiment nécessitent eux aussi de l’électricité. Les planificateurs doivent donc évaluer à la fois le degré d’avancement des projets et leurs besoins totaux en électricité.

L’EGAT a ajouté 550 mégawatts de capacité d’approvisionnement dans le Corridor économique oriental et vise près de 1 000 mégawatts. De nouveaux investissements dans le transport d’électricité, à hauteur de plusieurs centaines de milliards de bahts, sont à l’étude. Ils pourraient être financés par les fonds propres de l’EGAT, un fonds d’infrastructure et des obligations liées à des objectifs de durabilité.

Le ministère de l’Énergie prévoit de créer une catégorie 9 distincte de clients de l’électricité pour les centres de données. L’objectif est de leur imputer le coût du gaz naturel liquéfié importé nécessaire à leur approvisionnement, plutôt que de répartir ce coût dans le pool de gaz existant, utilisé par les ménages et l’industrie en général. La prise en compte définitive de la volatilité des prix des combustibles et des coûts partagés du réseau n’a pas encore été arrêtée.

Qui profite des investissements dans le numérique ?

Les représentants de l’industrie thaïlandaise veulent une électricité qui réponde simultanément à trois critères : un approvisionnement continu, des prix compétitifs et l’accès à une production propre. Les secteurs de l’électronique, des disques durs, des semi-conducteurs et de l’intelligence artificielle ont besoin d’une alimentation stable, tandis que leurs fournisseurs sont de plus en plus soumis aux exigences de leurs clients en matière de réduction des émissions.

Lors de la table ronde d’octobre, des participants du secteur ont évoqué la pression exercée par des clients européens et américains pour que les chaînes d’approvisionnement passent à l’énergie propre dans un délai de trois à cinq ans. Ils ont également souligné l’importance de l’empreinte carbone, du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières de l’Union européenne et des passeports numériques des produits. Ces dispositifs imposent des exigences différentes, mais renforcent tous la valeur commerciale de la connaissance des méthodes de fabrication des produits et de la quantité de carbone émise lors de leur production.

Somkiat Tangkitvanich, président de l’Institut thaïlandais de recherche sur le développement, a estimé lors du débat sur l’énergie en novembre que la Thaïlande devait privilégier l’utilisation de l’IA pour améliorer la productivité et attirer des chaînes d’approvisionnement en matériel génératrices d’emplois qualifiés. Smith Banomyong, directeur financier de GULF, a défendu l’idée de considérer les centres de données comme des infrastructures facilitatrices, comparables aux routes ou aux raffineries.

Smith a indiqué que la Thaïlande dépense environ un milliard de dollars, soit plus de 33 milliards de bahts, chaque mois pour des services numériques fournis depuis l’étranger. Nopadej Karnasuta, dirigeant de B.Grimm Power, a proposé d’imposer une exigence minimale de contenu local de 30 %, afin d’intégrer davantage d’équipements, de matériaux et de compétences locaux dans les investissements dans les centres de données. Cette proposition ferait des retombées pour les entreprises et les travailleurs thaïlandais un élément du débat sur l’investissement, au même titre que la demande d’électricité.

Les contrats directs d’électricité dépendent des frais d’accès au réseau

Les contrats directs d’achat d’électricité, ou Direct PPA, permettraient à un client industriel de conclure un contrat avec un producteur d’électricité plutôt que de dépendre entièrement du circuit d’achat habituel des services publics. L’accès des tiers au réseau (TPA) consiste à autoriser le transport de cette électricité sur un réseau appartenant à une autre organisation.

Le réseau doit toujours être entretenu, disposer de capacités de réserve et assurer un équilibrage permanent. Les frais d’acheminement correspondent au coût du transport de l’électricité sur ce réseau. La Commission de régulation de l’énergie examine un tarif provisoire d’environ 1,40 baht par unité, auquel s’ajouterait une pénalité de déséquilibre lorsque la consommation réelle s’écarte du calendrier convenu. Une unité correspond à un kilowattheure.

Nopadej Karnasuta, président pour la Thaïlande, la Malaisie et les solutions énergétiques et industrielles chez B.Grimm Power, a estimé que les coûts historiques ne devaient pas être comptabilisés deux fois dans le calcul de ces frais. Il a déclaré que les frais d’acheminement :

ne devraient pas dépasser 1 baht par unité.

L’écart entre 1 baht et 1,40 baht représente une hausse de 40 % des seuls frais de réseau. Pour un gros acheteur d’électricité, cela peut modifier sensiblement le prix d’un contrat direct d’électricité propre. Somkiat a également réclamé des frais calculés à partir des coûts d’un réseau exploité efficacement, plutôt que de l’accumulation de toutes les dépenses historiques.

Les représentants de l’industrie souhaitent aussi des tarifs verts réglementés (Utility Green Tariff) plus clairs. Ce dispositif donne accès à l’électricité verte par l’intermédiaire d’un service public. Les contrats directs et les tarifs des services publics offrent aux acheteurs différentes voies d’accès à l’énergie propre, mais tous deux reposent sur une tarification transparente et un approvisionnement fiable.

L’importance de l’heure

Les véhicules électriques et les centres de données modifient les périodes auxquelles la Thaïlande a besoin d’électricité. Les discussions d’octobre ont fait état d’une hausse de la demande tard dans la nuit, notamment pour la recharge des véhicules, alors que les panneaux solaires produisent le plus en journée. Le développement de la capacité solaire doit donc s’accompagner de moyens permettant de faire coïncider consommation et production.

Songwut Khandee, gouverneur adjoint de l’Autorité provinciale de l’électricité (PEA), a proposé d’ajuster les tarifs selon l’heure d’utilisation et les prix en période de demande exceptionnelle. Il souhaite encourager la recharge des véhicules et d’autres usages intensifs de l’électricité entre 9 h et 15 h, lorsque la production solaire est élevée.

Un tarif selon l’heure d’utilisation applique des prix différents selon les heures. Si l’électricité en journée devient plus avantageuse, certains conducteurs et certaines entreprises peuvent décaler leurs usages flexibles vers les heures ensoleillées. Cela permet d’utiliser directement la production solaire disponible et peut réduire la quantité d’électricité à stocker dans des batteries pour une utilisation ultérieure.

La PEA prépare des réseaux plus intelligents, des modifications des règles techniques de raccordement des onduleurs domestiques et des essais d’échanges directs d’électricité avec des frais de réseau calculés à l’échelle locale. Les onduleurs convertissent l’électricité produite par les panneaux solaires sous une forme utilisable par les habitations et le réseau.

Supachai Khoonset, gouverneur adjoint de l’EGAT, a décrit des travaux complémentaires : adapter les centrales existantes pour accroître ou réduire leur production plus rapidement, améliorer le transport d’électricité et utiliser l’IA avec des modèles météorologiques pour prévoir la production renouvelable. Ces prévisions viendraient appuyer le centre national de contrôle, chargé d’équilibrer l’offre et la demande. L’EGAT étudie également le stockage par batteries, le réemploi des batteries de véhicules en fin de vie et le recyclage.

Les toitures et les exploitations agricoles pourraient produire davantage d’électricité

La table ronde d’octobre a abordé un programme couvrant un million de toitures résidentielles, ainsi que des propositions visant à acheter le surplus d’électricité solaire des entreprises et des petites et moyennes entreprises. Le quota d’achat distinct de 10 000 mégawatts proposé par le ministère fixe un objectif de capacité pour l’achat d’électricité produite sur les toitures.

Pour un ménage ou une petite entreprise, le changement concret serait de pouvoir vendre l’électricité restante après avoir couvert ses propres besoins. Les règles de raccordement, les prix d’achat et la capacité du réseau détermineront qui peut participer et quels revenus une installation solaire peut générer.

L’énergie agricole constitue un autre volet de l’approche gouvernementale. Le porte-parole du ministère de l’Énergie, Pongpol Yodmuangcharoen, a mis en avant l’éthanol produit à partir de canne à sucre et de manioc, le biodiesel issu de l’huile de palme et une utilisation accrue des ressources nationales. Les participants à la table ronde ont proposé de produire de l’électricité à partir des feuilles de canne à sucre et de la bagasse, la matière fibreuse qui reste après l’extraction du jus.

Les centrales à biomasse et les installations solaires pourraient partager des infrastructures de transport d’électricité, la biomasse contribuant à l’approvisionnement en dehors des heures ensoleillées. Le ministère estime également que les résidus agricoles pourraient prendre de la valeur en tant que combustible, ce qui réduirait potentiellement les brûlis agricoles et la pollution aux particules fines. Ces projets nécessitent toutefois des dispositifs fiables de collecte, de transport et de production d’électricité.

Les investissements dans le réseau restent essentiels. Les participants ont averti qu’il ne serait pas possible de raccorder immédiatement 10 000 mégawatts supplémentaires de capacité renouvelable sans apporter d’améliorations. La coordination des panneaux solaires des consommateurs, des batteries et de la flexibilité de la consommation d’électricité, regroupés sous l’appellation « ressources énergétiques des clients », est l’une des solutions proposées pour mieux exploiter les infrastructures existantes.

Le débat sur le gaz et les technologies coûteuses

La dépendance de la Thaïlande aux combustibles importés est au cœur de tout le débat. Pongpol a déclaré que le pays importait environ 90 % de son pétrole brut et était exposé aux risques liés aux prix en raison du conflit autour du détroit d’Ormuz. L’approvisionnement en pétrole influe sur les coûts de transport et le Fonds pour les carburants, tandis que les importations de gaz naturel liquéfié constituent une préoccupation majeure pour la production d’électricité.

Le ministère de l’Énergie veut réduire la dépendance aux achats de GNL à court terme, dits « GNL spot », en s’appuyant davantage sur le gaz du golfe de Thaïlande, les approvisionnements par gazoduc depuis le Myanmar et la biomasse. Darika a également souligné que la dépendance au gaz acheminé par gazoduc depuis le Myanmar constituait un risque pour l’approvisionnement, ce qui rend la diversification nécessaire dans plusieurs filières de combustible.

Darika Sarunyagate, conseillère de Suchart Chomklin, ministre des Ressources naturelles et de l’Environnement, a défendu le maintien d’un rôle pour le GNL lors du forum sur l’énergie de Singapour :

Pour la Thaïlande, le GNL peut soutenir la transition énergétique, mais il n’a pas retardé la transition vers une énergie plus propre.

Chalie Charoenlarpnopparut, de l’Institut international de technologie Sirindhorn, défend une autre approche. Avec SDG Move de l’université Thammasat et Agora Energiewende, il a élaboré un PDP alternatif et résilient qui supprimerait les nouvelles centrales au gaz, développerait le solaire en toiture jusqu’à 60 gigawatts et déploierait des batteries capables de fournir de l’électricité pendant six à huit heures.

La proposition de 60 gigawatts est environ 2,47 fois supérieure à l’objectif gouvernemental de 24,3 gigawatts de solaire en toiture. Chalie estime que les 9 100 mégawatts de nouvelles centrales à cycle combiné au gaz prévus dans le projet gouvernemental entre 2026 et 2037 pourraient laisser la production d’électricité au gaz globalement inchangée jusqu’en 2050. Les centrales à cycle combiné améliorent le rendement en utilisant la chaleur d’une turbine à gaz pour faire fonctionner une turbine à vapeur, mais rejettent tout de même du dioxyde de carbone.

Selon les estimations de Chalie, un objectif de captage du carbone de 19 millions de tonnes par an pourrait ajouter environ 1,20 baht par unité d’électricité, tandis que la production nucléaire par petits réacteurs modulaires pourrait coûter jusqu’à 13 bahts par unité. Il s’agit de ses estimations de coûts. Les deux approches concurrentes placent des coûts différents au centre de la décision : le gaz et le captage du carbone d’un côté, un déploiement accéléré des énergies renouvelables et un stockage important de l’autre.

Les objectifs climatiques mettent les choix à l’épreuve

L’objectif de neutralité carbone de la Thaïlande à l’horizon 2050 donne au plan électrique une échéance qui dépasse le cycle d’investissement immédiat. Les participants présentent différemment l’engagement climatique à plus court terme : Darika a décrit la NDC 3.0 comme visant une réduction de 47 % des émissions nettes de gaz à effet de serre par rapport à 2019 d’ici à 2035, sous réserve d’un soutien international ; Chalie a cité un objectif de 152 millions de tonnes d’équivalent dioxyde de carbone, contre 379 millions de tonnes en 2019, soit une baisse d’environ 60 %.

NDC signifie « contribution déterminée au niveau national » : il s’agit de l’engagement climatique d’un pays au titre de l’accord de Paris. L’équivalent dioxyde de carbone exprime dans une unité commune l’effet de réchauffement de différents gaz à effet de serre. Les présentations divergentes de l’objectif pour 2035 rendent particulièrement déterminantes les hypothèses d’émissions qui seront retenues dans la version finale du PDP 2026.

Le stockage du carbone se rapproche d’un premier projet sur le champ gazier d’Arthit, dans le golfe de Thaïlande. Ce projet doit permettre de stocker jusqu’à un million de tonnes de dioxyde de carbone par an. PTTEP prévoit une mise en service en 2028. Un autre projet est prévu dans une zone industrielle de Rayong, où des inspections de terrain étaient programmées pour le quatrième trimestre 2026.

Darika a également évoqué 2,4 millions de dollars, soit 80,94 millions de bahts, de subventions de la Banque mondiale pour deux initiatives climatiques. Lors du forum de Singapour, des dirigeants du secteur de l’énergie ont plaidé pour des contrats d’approvisionnement en combustible plus flexibles et des mécanismes de financement permettant de maintenir les centrales au gaz disponibles même lorsqu’elles ne produisent pas d’électricité. Ces dispositifs donneraient un coût explicite à l’approvisionnement de secours, à mesure que la production renouvelable augmente.

La priorité immédiate de la Thaïlande est de transformer le projet en règles qui articulent les objectifs de production avec une demande crédible, un accès abordable au réseau et une répartition claire des coûts. Les ménages doivent être protégés contre les investissements superflus, tandis que les entreprises ont besoin de contrats d’électricité et de capacités de raccordement sur lesquels elles peuvent s’appuyer pour planifier.

Points clés

• Le PDP 2026 couvre la période jusqu’en 2050 et propose de porter la part des énergies renouvelables à 50 % au cours de sa première décennie.
• Les planificateurs retiennent une demande d’environ 8 800 mégawatts pour les centres de données, alors que les demandes de raccordement totalisent 35 000 mégawatts.
• Un quota d’achat d’électricité produite sur les toitures, actuellement à l’étude, porterait sur 10 000 mégawatts.
• Les contrats directs d’électricité dépendent des règles d’accès au réseau ; des frais d’acheminement provisoires d’environ 1,40 baht par unité sont à l’étude.
• Une catégorie distincte de clients de l’électricité pour les centres de données vise à leur imputer les coûts associés au GNL importé.
• Un PDP alternatif et résilient propose jusqu’à 60 gigawatts de solaire en toiture, un stockage sur batteries de plus longue durée et l’abandon de toute nouvelle centrale au gaz.
• Le projet de stockage du carbone d’Arthit devrait entrer en service en 2028, avec une capacité pouvant atteindre un million de tonnes par an.