Тренды чистой энергии в Таиланде

Тренды чистой энергии в Таиланде

В начале 2023 года стоимость электроэнергии для бизнеса в Таиланде выросла сразу на 20,5% по сравнению с предыдущим годом и достигла рекордных 5,69 бат/кВт·ч. Главная причина волатильности тарифов – зависимость от импорта ископаемых углеводородов. На них приходится большая часть производимой в стране энергии. При этом потребление продолжает расти: по этому показателю Таиланд на третьем месте среди стран Юго-Восточной Азии, и на четвертом – по выбросу CO₂. Таиланд ищет выход в развитии возобновляемых источников энергии.

В 2024 году правительство представило пересмотренный План развития электроэнергетики (Power Development Plan, PDP), а также обновлённый План развития альтернативной энергии (Alternative Energy Development Plan). Эти документы определяют ключевые шаги реформы сетевой инфраструктуры, планируют рост возобновляемых источников (ВИЭ) и меры по упрощению нормативных процедур. Ниже расскажем о главных тенденциях.

Куда движется энергетика Таиланда

Главная цель PDP 2024 – радикально сместить энергобаланс в сторону возобновляемых источников. Планируется, что к 2030 году они будут закрывать 33% потребности страны в электроэнергии, а к 2037 году их доля вырастет до 51%. План предусматривает ввод 43 ГВт мощности до 2037 года. Из них 24 ГВт составит наземная солнечная генерация, ещё 3 ГВт – плавающие солнечные станции. Остальное – ветровая, биоэнергетика и 6 ГВт газовых турбин. Новые угольные проекты в плане отсутствуют.

Конкурентоспособность солнечных проектов подтверждают исследования: себестоимость (LCOE) наземной солнечной генерации в Таиланде составляет 33–75 $/МВт·ч, тогда как для новых газовых турбин этот показатель равен 79–86 $/МВт·ч, а для угольных станций — 74–96 $/МВт·ч. Такая экономическая разница объясняет, почему солнечная энергетика должна стать ключевым драйвером реформ.

Хотя, учитывая текущий энергобаланс, план выглядит амбициозным. Стартовые условия таковы: в 2024 году более 80% выработки приходилось на газ и уголь, из них газ – 68%. Собственная солнечная и гидроэнергетика вместе обеспечивали лишь 5%.

PDP 2024 включают постепенный отказ от газовых проектов, развитие систем хранения (26 ГВт·ч батарей и 20 ГВт·ч гидроаккумулирующих станций) и активное сотрудничество с соседями по АСЕАN для обмена электроэнергией.

‍

Меры поддержки чистой энергетики

Параллельно с PDP правительство разработало обновлённый План развития альтернативной энергии (AEDP 2024). Документ предусматривает ряд механизмов поддержки.

Utility Green Tariff (UGT)

Запущенная 23 января 2025 года программа позволяет предприятиям покупать «зелёную» электроэнергию у государственных гидроэлектростанций. В первой фазе UGT1 выделено около 2 млрд кВт·ч электроэнергии в год. Тариф дороже стандартного на 0,0594 бат/кВт·ч, а участие доступно для крупных и средних потребителей. Бизнес готов платить больше, потому что подтверждённое «зелёное» происхождение энергии позволяет соответствовать требованиям ESG, сохранять доступ к глобальным цепочкам поставок и снижать регуляторные и репутационные риски. В будущей фазе UGT2 клиенты смогут выбирать конкретные источники (ветер, солнце).

‍

Direct PPA (DPPA)

Национальный энергетический совет одобрил пилотную схему прямых договоров купли-продажи электроэнергии (DPPA), позволяющую компаниям покупать энергию напрямую у производителей. Первоначальная квота – 2 ГВт. Раньше вся электроэнергия в стране продавалась через госмонополию. Теперь национальная сеть выступает инфраструктурным оператором, а не участником сделки. Это открывает возможность для возникновения в стране реального рынка корпоративной зелёной энергии. 

Инструмент особенно важен для дата-центров, которые должны использовать только возобновляемую энергию – такова корпоративная политика крупнейших глобальных игроков: Google, Microsoft, Amazon, Meta.

Налоговые льготы

Совет по инвестициям (BOI) продолжает предоставлять налоговые каникулы и ускоренную амортизацию для проектов с солнечными панелями.

‍

Солнечная энергетика как ключевой драйвер

Солнечная энергетика занимает центральное место в PDP 2024: половина планируемой мощности (24 ГВт из 43 ГВт) приходится на наземные солнечные электростанции. Перспективы отрасли объясняются несколькими факторами:

• Высокий ресурсный потенциал.Исследования оценивают потенциал солнечной энергии в Таиланде в 300 ГВт. Текущая установленная мощность использует менее 1% этой величины.
• Быстрое снижение стоимости технологий. Цена солнечных панелей снизилась более чем на 80% за последнее десятилетие.
• Разнообразие сегментов. Рост происходит не только за счёт крупных станций, но и в корпоративном сегменте, на крышах промышленных и торговых зданий, а также за счёт плавающих проектов, совмещённых с гидроэлектростанциями.

К 2030 году наземные станции должны обеспечить около 18 ГВт, крышевые системы – 12 ГВт, и плавающие станции – 3 ГВт. Оценки основаны на целевых показателях AEDP 2024. Реальное распределение может отличаться, но общий тренд очевиден: в ближайшие годы солнечная энергетика станет крупнейшим источником новой мощности.

‍

Регуляторные изменения

Развитие ВИЭ невозможно без упрощения нормативных процедур. За последние два года правительство приняло несколько важных реформ.

Отмена фабричной лицензии для крышевых станций

Министерство промышленности с 28 декабря 2024 года отменило требование получать «фабричную лицензию» для крышевых солнечных установок любой мощности. Ранее системам от 1 МВт требовалось одобрение Департамента промышленных предприятий (DIW), что увеличивало сроки и расходы. Теперь операторы должны лишь соблюдать общие энергетические и строительные требования.

Упрощение строительных разрешений

17 ноября 2025 года Министерство внутренних дел отдельным регламентом исключило установку солнечных панелей из определения «реконструкции здания», если общий вес системы не превышает 20 кг/м². Документ отменил требование сертификата структурной устойчивости и уведомления местных властей, что заметно снижает бюрократические барьеры для всех типов зданий.

Облегчённые правила для малых систем 

Новые правила допускают установку крышевых систем мощностью до 10 кВт без разрешения при условии что отсутствует подключение к государственной сети. Максимальный вес панелей также ограничен 20 кг/м². 

В совокупности с запуском UGT и DPPA эти изменения делают рынок более доступным для небольших потребителей и инвесторов, сокращая сроки и расходы на подключение солнечных систем.

‍

Вызовы и риски

Несмотря на видимый прогресс, инвесторам следует учитывать ряд рисков и ограничений.

Сетевые ограничения и монополия

Экспорт возобновляемой энергии требует рыночных механизмов, открытого доступа к сети и принятия системных и финансовых рисков, к которым текущая модель не приспособлена. Национальная сеть Таиланда принадлежит EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand). Сторонний доступ к сетям отсутствует. Это означает, что Таиланд может пропускать электроэнергию через свою территорию, но не формирует полноценный рынок экспорта, оставаясь транзитной страной, а не региональным энергетическим хабом. Для реализации крупномасштабных ВИЭ необходимы реформы, допускающие третьих лиц к сетевой инфраструктуре.

‍

Высокие тарифы и газовая зависимость

Как уже отмечалось, рост цен на LNG напрямую влияет на тарифы. В ситуации, когда запасы природного газа сокращаются, и геополитические риски растут, продолжение строительства газовых станций, пусть и в сокращенном объеме, увеличивает финансовую нагрузку на всю энергосистему: государство несёт системный риск тарифной стабильности, потребители – риск роста цен, а инвесторы – риск долгосрочной окупаемости активов в условиях нестабильного рынка.

Инвестиции в ВИЭ остаются привлекательными, но требует учёта волатильности тарифов.

‍

Политические риски

Рост ВИЭ тормозят непоследовательные решения правительства, включая прошлые запреты на новые проекты и приостановки текущих программ. Инвесторам следует внимательно следить за официальными объявлениями, участвовать в общественных обсуждениях и аукционах.

‍

Скорость реализации и инфраструктурные риски

Между объявленными целями по введению новых мощностей и текущими состоянием отрасли – огромный разрыв. Строительство крупных объектов может задерживаться из-за нехватки земель, медленных согласований или дефицита местных ресурсов. Также важно учитывать региональные различия: в северных провинциях потенциал солнца выше, но инфраструктура слабее, а на юге наоборот.

‍

Что это значит для инвесторов

Готовящийся энергетический переход открывает несколько направлений для инвестиций.

Utility-scale проекты с хранением. Благодаря заявленной в PDP 2024 высокой доле солнечной энергетики и снижению стоимости батарей, крупные проекты с накопителями могут стать выгодными. Они позволяют заключать длинные PPA с государством или корпоративными клиентами и минимизировать риски от колебаний тарифа.

Корпоративный сегмент и крыши предприятий. Упрощённые правила и программы UGT и DPPA делают доступной модель, при которой заводы, торговые центры или дата-центры устанавливают панели на своих крышах, сокращая затраты на энергию.

Плавающие станции. Сочетание гидро- и солнечных мощностей позволяет эффективно использовать существующие водохранилища. В целях AEDP 2024 заложено 2,8 ГВт плавающих систем, что открывает рынок для специализированных EPC-подрядчиков.

Проекты «под ключ» с прямым договором. Пилотные соглашения DPPA для дата-центров создают прецедент для будущего рынка прямых контрактов. В дальнейшем этот механизм может быть расширен на промышленные предприятия и крупные сети магазинов, что обеспечит стабильную выручку для генераторов.

Рентабельность проектов будет зависеть от правильной структуры финансирования, способности обеспечить доступ к сети и выбора надёжного партнёра по проектированию и строительству.

‍

Роль инженерных компаний и EPC-партнёров

Стратегия — это только половина успеха. На практике многие проекты сталкиваются с инженерными и организационными проблемами: несоответствие конструкции требованиям площадки, ошибки в оценке нагрузки на кровлю, задержки в согласовании с местными властями, некорректный расчёт генерации и окупаемости. На этом фоне возрастает значение EPC-компаний, умеющих работать на стыке политики, рынка и инженерии.

Siriteja Energy – EPC-интегратор, который, опираясь на обширный инженерный опыт, видит подводные камни в реализации проекта ещё на стадии планирования: мы анализируем несущую способность крыш с учётом нормативов, моделируем генерацию с учётом региональных особенностей, просчитываем варианты подключения к сети и сценарии интеграции накопителей. Мы взаимодействуем с регуляторами и помогаем получить нужные разрешения в условиях постоянно меняющегося законодательства.

‍

Заключение

Вопрос о будущем чистой энергетики в Таиланде уже не звучит как «будет или нет». Будет. Пересмотренные PDP 2024 и AEDP 2024 задали траекторию, и солнечная энергетика станет главным драйвером перехода. Но успешная реализация зависит от реформы сетевой инфраструктуры, гибких правил подключения и стабильной инвестиционной среды.

Для инвесторов важно сочетать стратегический взгляд на политику с глубоким инженерным пониманием. Такой подход позволяет оценить реальную пригодность площадок, риски интеграции в сеть и окупаемость проектов.

‍

‍