Analisi delle dimensioni e della quota del mercato dell'energia eolica in Thailandia - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato dell'energia eolica in Thailandia

Obiettivi governativi sulla capacità rinnovabile fino al 2036

Il Power Development Plan 2024 prevede l'aggiunta cumulativa di 5.345 GW di energia eolica entro il 2037, triplicando la flotta attuale e posizionando l'eolico, dopo l'energia solare, come seconda fonte rinnovabile della rete.^{[1]Ministero dell'Energia della Thailandia, "Piano di sviluppo energetico 2024", energy.go.th} La riduzione della dipendenza dal gas naturale liquefatto importato è alla base di questa politica, ma velocità medie del vento in loco di 2.8-4.0 m/s a 10 m di altezza del mozzo richiedono turbine di grandi dimensioni, aumentando gli investimenti. Il mantenimento della tariffa di 3.10 THB fino al 2030 protegge i profitti e l'asta di settembre 2024 ha attirato 12 offerenti alla ricerca di 600 MW, a dimostrazione della fiducia nonostante fattori di capacità inferiori al 30%. Le revisioni ambientali semplificate ora si chiudono entro 12 mesi per progetti ≤90 MW, aiutando gli sviluppatori a dimezzare i tempi di pre-costruzione. L'Agenzia Internazionale per l'Energia ha aumentato le previsioni sulle energie rinnovabili della Thailandia del 26% nel 2024, principalmente grazie a segnali di maggiore erogazione di energia eolica.

Schemi di FiT/asta competitivi che attraggono capitali IPP

Un incentivo a due livelli, tariffe feed-in per impianti inferiori a 10 MW e aste per impianti più grandi, ha mobilitato 80 miliardi di THB in spese eoliche impegnate dal 2022. La tariffa a 25 anni è superiore del 40% ai prezzi all'ingrosso, consentendo agli IPP di ottenere un debito multilaterale a basso costo; ad esempio, la Banca asiatica di sviluppo ha sindacato 820 milioni di USD a Gulf Energy nel novembre 2024.^{[2]Banca asiatica di sviluppo, “Atlante eolico della Thailandia”, adb.org} I limiti d'asta di 90 MW limitano la posizione dominante sul mercato, ma le joint venture consentono la scalabilità, come dimostra l'accordo di Gulf con Alpha Energy per 208 MW annunciato a settembre 2025. Le clausole di non-firm dispatch riducono le tariffe realizzate durante i picchi di energia solare a mezzogiorno, riducendo i pagamenti di quasi il 15%. Il contenzioso in corso sulla valutazione delle offerte indica la sensibilità degli investitori a una supervisione trasparente.

Calo del LCOE dovuto a turbine più grandi e alla scala della catena di fornitura

Il costo livellato è sceso da 0.095 USD/kWh nel 2020 a 0.070 USD/kWh nel 2024 per i progetti che impiegano macchine da 3-6 MW con altezze del mozzo di 80 m. L'ordine da 286 MW di Goldwind a circa 0.85 milioni di USD/MW sottolinea come i produttori cinesi offrano prezzi inferiori del 20% rispetto ai concorrenti europei. Una turbina da 5 MW con un rotore da 160 m produce il 35% di energia annua in più rispetto a un'unità da 2.5 MW in siti identici, riducendo il costo per megawattora di un quarto.^{[3]Agenzia internazionale per le energie rinnovabili, “Database sui costi delle energie rinnovabili 2024”, irena.org} La pipeline da 436 MW di Acciona Energía indica che gli sviluppatori internazionali accetteranno le risorse della Thailandia se le torri superano i 100 metri. Importare torri da 120 metri dal Vietnam o dalla Cina aggiunge circa il 12% ai costi logistici, limitando ulteriori riduzioni dei costi.

Domanda di REC aziendale e boom dei Green-PPA

Il quadro di accesso di terze parti, lanciato nel marzo 2025, ha aperto 2 GW per PPA aziendali diretti, stimolando la domanda da parte dei produttori orientati all'esportazione nell'Eastern Economic Corridor.^{[4]Commissione per la regolamentazione dell'energia, "Regole d'asta per le energie rinnovabili", erc.or.th} I costi di trasporto di 1.07 THB per kWh gonfiano le tariffe di consegna, eppure aziende come PTT Global Chemical accettano contratti decennali a 3.50 THB per kWh per assicurarsi certificati di energia rinnovabile. Il profilo di produzione serale dell'eolico bilancia quello solare, consentendo agli impianti di raggiungere gli obiettivi di sostenibilità notturna. L'accordo bilaterale da 50 MW di Energy Absolute nel 2024 ha dimostrato un margine tariffario nonostante il premio di trasporto. L'obbligo di approvvigionamento del 30% di energia rinnovabile per gli enti statali entro il 2030 potrebbe triplicare la domanda di energia rinnovabile entro cinque anni.

Zone con bassa velocità media del vento sulla costa

I venti medi nazionali di 2.8-4.0 m/s a 10 m classificano la maggior parte dei siti come Classe Eolica 1, imponendo altezze del mozzo di 100 m e aumentando i capex di quasi il 18% rispetto ai siti di Classe Eolica 3 in Vietnam. I fattori di capacità si sono attestati in media al 28% nel 2024, circa 1,400 ore a pieno carico al di sotto della norma globale; pertanto, il mercato dell'energia eolica thailandese si affida a tariffe superiori del 30% rispetto ai concorrenti per ottenere rendimenti azionari del 10-11%. Le zone centrali e meridionali presentano venti inferiori a 5 m/s anche a 80 m, il che spiega perché l'85% dei progetti si concentra nel nord-est. La revisione di Ember del 2024 ha rilevato che il LCOE dell'eolico è ancora inferiore a quello del solare di almeno il 25% nelle condizioni thailandesi.

Colli di bottiglia della rete rurale e rischio di riduzione

Le sottostazioni da 115 kV della Northeastern hanno raggiunto i limiti serali nel 2024, riducendo di circa il 12% la potenziale produzione eolica. Un piano di ammodernamento da 50 miliardi di baht è in vigore fino al 2029, lasciando una stretta sulla distribuzione a breve termine.^{[5]Autorità provinciale per l'elettricità, "Rapporto sullo stato della rete 2024", pea.co.th} I PPA non vincolanti autorizzano l'EGAT a limitare l'energia eolica durante i picchi di produzione solare senza indennizzo, riducendo le tariffe realizzate a 2.65 THB/kWh. L'utilizzo degli impianti di accumulo è scarso, con meno di 200 MWh installati a livello nazionale, il che amplifica il rischio di riduzione.

Analisi del segmento

Per posizione: il monopolio onshore persiste mentre l'economia offshore attende

Gli asset onshore rappresentavano l'intero mercato eolico thailandese, pari a 1.60 GW nel 2025, e si prevede che le aggiunte onshore cresceranno del 6.85% con un CAGR fino al 2031 nell'ambito dell'asta di seconda fase da 600 MW. Gli studi sulle risorse offshore mostrano venti di 5.5-6.0 m/s in acque profonde 50-80 m, ma le tariffe di pareggio superano i 5.00 THB/kWh, ben al di sopra dell'attuale sostegno politico. I siti onshore del nord-est si trovano in prossimità di linee a 115 kV, mantenendo i costi di allacciamento alla rete a 8 milioni di THB/MW, rispetto ai 25 milioni di THB/MW dei cavi sottomarini. L'impegno di Acciona Energía per 436 MW sottolinea la costante preferenza degli sviluppatori per progetti terrestri che generano un LCOE di 0.070 USD/kWh a un'altezza di hub di 80 m.

Gli sviluppatori prevedono un progetto pilota offshore da 200 MW nel 2027, ma l'implementazione commerciale probabilmente non sarà all'altezza delle previsioni, poiché le fondazioni galleggianti aggiungono 1.2 milioni di dollari/MW. Di conseguenza, la capacità onshore dovrebbe comunque controllare almeno il 94.75% del mercato eolico thailandese entro il 2031, mentre l'offshore rimane un'aspirazione politica.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Per capacità della turbina: il ripotenziamento di Wave sposta la flotta verso macchine di fascia media

Le unità ≤3 MW detenevano l'79.90% della quota di mercato dell'energia eolica in Thailandia nel 2025, riflettendo le installazioni di inizio decennio 2010 limitate dai limiti contrattuali di 90 MW. La classe da 3 a 6 MW è destinata a un CAGR del 14.21% poiché i rotori più grandi migliorano la cattura di energia in regimi di vento di 6 m/s, riducendo il costo totale dell'energia (LCOE) a circa 0.070 USD/kWh. L'accordo di fornitura da 286 MW di Goldwind conferma i prezzi OEM cinesi a 0.85 milioni di USD/MW, il 20% in meno rispetto alle quotazioni europee.

Le turbine di potenza superiore a 6 MW affrontano limiti logistici poiché le pale di lunghezza superiore a 75 m superano le distanze consentite dalle strade rurali, e il PPA da 90 MW limita il numero di unità a marciapiede, riducendo le economie di scala. Finché le normative non evolveranno, le macchine di fascia media domineranno le decisioni in materia di nuove costruzioni, spingendo la flotta ≤3 MW verso il 59.25% della base installata cumulativa entro il 2031, con l'avanzare del repowering.

Per applicazione: il predominio su scala di utilità riflette la certezza del PPA

Nel 2025, gli impianti di grandi dimensioni rappresentavano il 90.15% del mercato eolico thailandese, protetti da PPA EGAT a 25 anni che bloccano i costi del debito del 4.5-5.5%. I progetti commerciali-industriali rappresentavano circa l'8.35%, con commissioni di gestione di 1.07 THB/kWh, che hanno gonfiato l'energia prodotta del 35%. Le iniziative imprenditoriali a livello locale rimangono una nicchia con una potenza inferiore a 20 MW, ostacolate da carenze di finanziamento nonostante una proposta di prestito da 5 miliardi di THB.

Gli ampliamenti su scala industriale manterranno un CAGR del 9.25% fino al 2031, grazie all'asta da 600 MW, mentre gli acquirenti commerciali sottoscriveranno PPA in modo selettivo, laddove la produzione eolica serale si adatti ai turni di produzione. La capacità della comunità potrebbe aumentare fino a 86 MW entro il 2031, ma rimarrà al di sotto del 2.90% della quota di mercato dell'energia eolica in Thailandia.

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Analisi geografica

Lo sviluppo eolico è più intenso nelle province nord-orientali di Nakhon Ratchasima e Chaiyaphum, dove i venti medi all'altezza del mozzo superano i 6 m/s e le creste accessibili semplificano le operazioni delle gru. Queste due province da sole ospitano la maggior parte della capacità commissionata e delle licenze in attesa, sottolineando la loro importanza strategica nel mercato dell'energia eolica thailandese. Una zonizzazione semplificata e strade di servizio consolidate accorciano i cicli di costruzione, sebbene le recenti revisioni giudiziarie dei contratti di locazione di terreni agricoli creino ritardi procedurali.

Le province costiere meridionali come Nakhon Si Thammarat e Songkhla rappresentano la prossima frontiera, con studi lidar che confermano 1,374 MW di potenziale tecnico onshore. La loro vicinanza ai poli petrolchimici offre una domanda integrata e corridoi di consegna brevi, che supportano accordi di prelievo con raffinerie e produttori esportatori. I piani di espansione della trasmissione, il cui completamento è previsto entro il 2028, consentiranno trasferimenti di energia in grandi quantità verso nord, estendendo la portata del mercato oltre i confini provinciali.

Le regioni centrali e occidentali presentano regimi di vento più deboli, generalmente inferiori a 5 m/s a 80 metri, limitando la fattibilità commerciale immediata. I conflitti sull'uso del suolo derivano anche dall'agricoltura intensiva e dalla crescita urbana, spingendo molti sviluppatori a orientarsi verso l'energia solare sui tetti in quelle zone. Ciononostante, gli acquirenti industriali intorno a Bangkok continuano a contrattare la produzione eolica aggregata da province lontane attraverso il sistema emergente di acquisto diretto. Questo meccanismo di prelievo virtuale implica che tutte le regioni influenzino in ultima analisi i flussi di energia e la determinazione dei prezzi nel mercato eolico thailandese.