Tamaño y análisis de participación del mercado de energía eólica en Tailandia - Tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado

Objetivos gubernamentales de capacidad renovable hasta 2036

El Plan de Desarrollo Eléctrico 2024 establece 5,345 GW de adiciones acumuladas de energía eólica para 2037, triplicando la flota actual y posicionando a la energía eólica, detrás de la solar, como la segunda fuente renovable más importante de la red.^[1] La política está fundamentada en la reducción de la dependencia del gas natural licuado importado; sin embargo, las velocidades de viento promedio de los sitios de 2,8 a 4,0 m/s a alturas de buje de 10 m exigen turbinas de gran altura, lo que incrementa el gasto de capital. Mantener la tarifa de THB 3,10 hasta 2030 protege los rendimientos, y la subasta de septiembre de 2024 atrajo a 12 licitadores que compitieron por 600 MW, lo que subraya la confianza a pesar de factores de capacidad inferiores al 30%. Los procesos simplificados de revisión ambiental ahora se cierran en 12 meses para proyectos de ≤90 MW, lo que ayuda a los desarrolladores a reducir a la mitad el tiempo de preconstrucción. La Agencia Internacional de Energía elevó el pronóstico de energías renovables de Tailandia en un 26% en 2024, principalmente debido a señales más sólidas de entrega eólica.

Esquemas competitivos de tarifa regulada y subasta que atraen capital de productores independientes de energía

Un incentivo de dos vías -tarifas reguladas de retribución para plantas de menos de 10 MW y subastas para parques de mayor escala- movilizó THB 80 mil millones en compromisos de inversión eólica desde 2022. La tarifa a 25 años se sitúa un 40% por encima de los precios mayoristas, lo que permite a los productores independientes de energía obtener deuda multilateral a bajo costo; por ejemplo, el Banco Asiático de Desarrollo sindicó USD 820 millones a Gulf Energy en noviembre de 2024.^[2] Los límites de subasta de 90 MW restringen el dominio del mercado, aunque las empresas conjuntas permiten escalar, como lo demuestra el acuerdo de 208 MW de Gulf con Alpha Energy anunciado en septiembre de 2025. Las cláusulas de despacho no firme recortan las tarifas realizadas durante los picos solares del mediodía, reduciendo los pagos en casi un 15%. Los litigios en curso sobre la puntuación de las ofertas evidencian la sensibilidad de los inversores ante una supervisión transparente.

Reducción del costo nivelado de energía por turbinas de mayor tamaño y escala de la cadena de suministro

El costo nivelado cayó de USD 0,095 /kWh en 2020 a USD 0,070 /kWh en 2024 para proyectos que emplean máquinas de 3 a 6 MW a alturas de buje de 80 m. El pedido de 286 MW de Goldwind a aproximadamente USD 0,85 millones por MW subraya cómo los fabricantes chinos ofrecen precios un 20% inferiores a los de sus rivales europeos. Una turbina de 5 MW con un rotor de 160 m genera un 35% más de energía anual que una unidad de 2,5 MW en sitios idénticos, reduciendo el costo por megavatio-hora en una cuarta parte.^[3] La cartera de proyectos de 436 MW de Acciona Energía indica que los desarrolladores internacionales aceptan el recurso de Tailandia si las torres superan los 100 m. La importación de torres de 120 m desde Vietnam o China añade aproximadamente un 12% a los costos logísticos, limitando un mayor alivio en los costos.

Demanda corporativa de certificados de energía renovable y auge de contratos de compra de energía verde

El marco de acceso de terceros, lanzado en marzo de 2025, abrió 2 GW para contratos de compra de energía corporativos directos, impulsando la demanda de fabricantes orientados a la exportación en el Corredor Económico del Este.^[4] Los cargos de wheeling de THB 1,07 por kWh incrementan las tarifas de entrega; sin embargo, empresas como PTT Global Chemical aceptan contratos a 10 años a THB 3,50 por kWh para asegurar certificados de energía renovable. El perfil de producción eólica vespertina equilibra la energía solar, permitiendo a las plantas cumplir los objetivos de sostenibilidad del turno nocturno. El acuerdo bilateral de 50 MW de Energy Absolute en 2024 demostró el margen de la tarifa a pesar de la prima de wheeling. La adquisición obligatoria del 30% de energías renovables para entidades de propiedad estatal antes de 2030 podría triplicar la demanda de certificados de energía renovable en cinco años.

Zonas de baja velocidad de viento terrestre promedio

Los vientos medios nacionales de 2,8 a 4,0 m/s a 10 m clasifican la mayoría de los sitios como Clase de Viento 1, lo que obliga a alturas de buje de 100 m e incrementa el gasto de capital en casi un 18% en comparación con los sitios de Clase 3 en Vietnam. Los factores de capacidad promediaron un 28% en 2024, aproximadamente 1.400 horas de plena carga por debajo de la norma mundial; por ello, el mercado de energía eólica en Tailandia depende de tarifas un 30% superiores a las de sus pares para alcanzar rendimientos sobre el capital del 10 al 11%. Las zonas central y sur presentan vientos inferiores a 5 m/s incluso a 80 m, lo que explica por qué el 85% de los proyectos se concentran en el noreste. La revisión de Ember de 2024 señaló que el costo nivelado de la energía eólica sigue siendo al menos un 25% superior al de la solar bajo las condiciones tailandesas.

Cuellos de botella en la red rural y riesgo de curtailment

Las subestaciones de 115 kV del noreste alcanzaron sus límites vespertinos en 2024, limitando aproximadamente el 12% de la producción potencial de energía eólica. Un plan de mejora de THB 50 mil millones se extiende hasta 2029, dejando una limitación de despacho a corto plazo.^[5] Los contratos de compra de energía no firmes facultan a EGAT para limitar la energía eólica durante los picos solares sin compensación, reduciendo las tarifas realizadas a THB 2,65 /kWh. La adopción del almacenamiento es escasa, con menos de 200 MWh instalados a nivel nacional, lo que amplifica el riesgo de curtailment.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Los activos terrestres representaron la totalidad del tamaño del mercado de energía eólica en Tailandia de 1,60 GW en 2025, y las adiciones terrestres están programadas para crecer a una CAGR del 6,85% hasta 2031 bajo la subasta de segunda fase de 600 MW. Los estudios de recursos marinos muestran vientos de 5,5 a 6,0 m/s en aguas de 50 a 80 m de profundidad, pero las tarifas de equilibrio superan THB 5,00 /kWh, muy por encima del apoyo de política actual. Los sitios terrestres del noreste se encuentran cerca de líneas de 115 kV, lo que mantiene los costos de conexión a la red en THB 8 millones /MW en comparación con THB 25 millones /MW para cables submarinos. El compromiso de 436 MW de Acciona Energía subraya la preferencia sostenida de los desarrolladores por proyectos en tierra firme que superan un costo nivelado de energía de USD 0,070 /kWh a alturas de buje de 80 m.

Los desarrolladores anticipan un proyecto piloto marino de 200 MW en 2027, aunque el despliegue comercial probablemente quedará fuera de la ventana del pronóstico porque las cimentaciones flotantes añaden USD 1,2 millones /MW. En consecuencia, la capacidad terrestre debería seguir controlando al menos el 94,75% de la participación del mercado de energía eólica en Tailandia para 2031, mientras que la energía marina permanece como una aspiración de política.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Las unidades de ≤3 MW mantuvieron el 79,90% de la participación del mercado de energía eólica en Tailandia en 2025, lo que refleja las construcciones de principios de la década de 2010 limitadas por topes de contrato de 90 MW. La clase de 3 a 6 MW está posicionada para una CAGR del 14,21% porque los rotores más grandes mejoran la captación de energía en regímenes de viento de 6 m/s, reduciendo el costo nivelado a aproximadamente USD 0,070 /kWh. El acuerdo de suministro de 286 MW de Goldwind confirma los precios de los fabricantes originales de equipos chinos a 0,85 millones de USD /MW, un 20% por debajo de las cotizaciones europeas.

Las turbinas de más de 6 MW enfrentan limitaciones logísticas porque las longitudes de pala superiores a 75 m exceden los espacios libres de las carreteras rurales, y los topes de contratos de compra de energía de 90 MW restringen el número de unidades, recortando las economías de escala. Hasta que las normas evolucionen, las máquinas de rango medio dominarán las decisiones de nuevas construcciones, empujando la flota de ≤3 MW hacia el 59,25% de la base instalada acumulada para 2031 a medida que avance la repotenciación.

Las plantas a escala de servicios públicos representaron el 90,15% del tamaño del mercado de energía eólica en Tailandia en 2025, protegidas por contratos de compra de energía de EGAT a 25 años que fijan costos de deuda del 4,5 al 5,5%. Los proyectos comerciales e industriales representaron aproximadamente el 8,35% y enfrentan cargos de wheeling de THB 1,07 /kWh, que incrementan la energía suministrada en un 35%. Los proyectos comunitarios siguen siendo de nicho con menos de 20 MW, limitados por brechas de financiamiento a pesar de una propuesta de instalación de préstamos de THB 5 mil millones.

Las adiciones a escala de servicios públicos mantendrán una CAGR del 9,25% hasta 2031 gracias a la subasta de 600 MW, mientras que los compradores comerciales firmarán selectivamente contratos de compra de energía donde la producción eólica vespertina se alinea con los turnos de producción. La capacidad comunitaria podría aumentar hacia los 86 MW para 2031, pero se mantendrá por debajo del 2,90% de la participación del mercado de energía eólica en Tailandia.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Análisis geográfico

El desarrollo eólico es más intenso en las provincias del noreste de Nakhon Ratchasima y Chaiyaphum, donde los vientos promedio a la altura del buje superan los 6 m/s y las líneas de cresta accesibles simplifican las operaciones de grúas. Estas dos provincias albergan por sí solas la mayor parte de la capacidad comisionada y las licencias pendientes, subrayando su importancia estratégica dentro del mercado de energía eólica en Tailandia. La zonificación simplificada y los caminos de servicio establecidos acortan los ciclos de construcción, aunque las revisiones recientes ordenadas por los tribunales sobre los arrendamientos de tierras agrícolas generan demoras procedimentales.

Las provincias costeras del sur, como Nakhon Si Thammarat y Songkhla, presentan la próxima frontera, con estudios de lidar que confirman 1.374 MW de potencial técnico terrestre. Su proximidad a los clústeres petroquímicos ofrece demanda integrada y cortos corredores de entrega, que respaldan acuerdos de compra de energía con inquilinos de refinería y manufactura para exportación. Los planes de expansión de la transmisión programados para su finalización antes de 2028 permitirán las transferencias masivas de energía hacia el norte, ampliando el alcance del mercado más allá de los límites provinciales.

Las regiones central y occidental exhiben regímenes de viento más débiles, generalmente por debajo de los 5 m/s a 80 metros, lo que limita la viabilidad comercial inmediata. Los conflictos de uso del suelo también surgen de la densa agricultura y el crecimiento urbano, lo que lleva a muchos desarrolladores a optar por la energía solar en tejados en esas zonas. No obstante, los compradores industriales alrededor de Bangkok siguen contratando producción eólica agregada de provincias distantes a través del emergente marco de compra directa. Este mecanismo de compra virtual significa que todas las regiones influyen en última instancia en los flujos de energía y el descubrimiento de precios en el mercado de energía eólica en Tailandia.

Panorama regulatorio

El desarrollo de la energía eólica en Tailandia está regulado por la Comisión Reguladora de Energía (ERC) en virtud de la Ley de la Industria Energética B.E. 2550 (2007), que abarca las licencias de generación, la administración de tarifas y las normas de compra de energía. El Plan de Desarrollo Energético 2024 (PDP 2024), liderado por el Ministerio de Energía y la EPPO, establece una dirección a nivel de sistema para elevar las energías renovables al 51% de la generación eléctrica para 2037 y asigna 5.345 MW de nueva capacidad eólica hasta 2037, reforzando la naturaleza orientada por políticas del mercado a pesar de sus modestos recursos eólicos.

La contratación sigue realizándose a través del marco de tarifa de alimentación (FiT) 2022-2030 para energías renovables no basadas en combustibles, que combina el apoyo mediante FiT con la selección competitiva para proyectos de mayor envergadura. El 6 de mayo de 2025, el Consejo Nacional de Política Energética (NEPC) instruyó a la ERC y a las empresas estatales de servicios públicos a negociar los términos para 3.668,5 MW de capacidad renovable adicional, y la ERC actualizó los plazos de ejecución de los PPA (vigentes desde 2025) para ayudar a los proyectos a cumplir con las ventanas de COD programadas para 2026. En paralelo, los criterios de taxonomía de Tailandia ahora incluyen la generación de electricidad eólica (ISIC 3510), lo que proporciona una clasificación más clara para la evaluación de finanzas sostenibles vinculada a los objetivos nacionales de mitigación climática.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

La ejecución de políticas en el marco del PDP 2024 crea un espacio claro para los desarrolladores que pueden asegurar el acceso a la red en el noreste, donde coinciden la mayoría de los emplazamientos eólicos terrestres construibles y las limitaciones de capacidad de interconexión. La cartera de contratación gubernamental (PPA de 25 años y el marco FiT 2022-2030 a aproximadamente THB 3,1014/kWh) respalda estructuras de contratación bancables, mientras que los ajustes de la ERC a los plazos de los PPA para las cohortes con SCOD en 2026 abordan uno de los cuellos de botella prácticos que ha ralentizado la conversión de adjudicaciones a COD.

Más allá de la contratación por parte de las empresas de servicios públicos, la demanda corporativa directa constituye una vía de mercado en crecimiento, donde los compradores valoran los perfiles de generación no solar para las operaciones vespertinas y nocturnas, particularmente en clústeres industriales. El cambio de política más amplio hacia un marco de planificación de horizonte más largo, incluida la transición desde el plan anterior de 20 años hacia una hoja de ruta de 25 años (2026-2050) alineada con la dirección de Neutralidad de Carbono 2050, refuerza el argumento a favor de carteras de desarrollo de larga duración y estrategias de repotenciación en lugar de la ejecución de proyectos individuales. Con el desarrollo eólico concentrado en provincias sensibles a la transmisión, las oportunidades también se extienden a soluciones para redes con restricciones y socios de ejecución (supervisión de ingeniería, logística de construcción y optimización del rendimiento) que ayudan a los proyectos a superar las colas de interconexión y a operar bajo condiciones de despacho no firme.