Thailand erwägt Vertragsverlängerungen für Gaskraftwerke, während der Strombedarf von Rechenzentren die Planungsannahmen übersteigt

Eine Versorgungslücke von sieben Jahren rückt bestehende Kraftwerke wieder in den Fokus

Thailand erwägt, Verträge für bestehende Gaskraftwerke zu verlängern. Dem stehen Stromanfragen von Rechenzentren in Höhe von rund 35.000 Megawatt gegenüber, während der Entwurf des Stromentwicklungsplans 2026 (Power Development Plan, PDP) etwa 8.800 Megawatt vorsieht. Die unmittelbare Sorge gilt dem Zeitplan: Neue große Gaskraftwerke könnten wegen Engpässen bei der Ausrüstung und der Bauzeiten erst nach rund sieben Jahren Strom liefern.

Wattanapong Kurovat, Direktor des Amts für Energiepolitik und -planung (Energy Policy and Planning Office, EPPO), erläuterte den Vorschlag der Privatwirtschaft im Anschluss an die öffentliche Konsultation zum Planentwurf vom 8. bis 15. September 2026. Das Amt prüft, ob große unabhängige Stromerzeuger, sogenannte IPPs, weiterbetrieben werden sollen, deren Verträge kurz vor dem Auslaufen stehen. Eine pauschale Verlängerung oder eine endgültige Liste der dafür zugelassenen Kraftwerke wurde nicht bekannt gegeben.

Der Vorschlag kommt zu einem Zeitpunkt, an dem der Entwurf des PDP 2026 den Anteil sauberer und erneuerbarer Energien erhöhen und zugleich Rechenzentren und neue Industrien berücksichtigen soll, insbesondere im Eastern Economic Corridor (EEC). Entscheidungen sollen sich nach Stromnachfrage, Versorgungssicherheit, Kraftwerkseffizienz und Standort richten und nicht allein danach, ob ein Betreiber weiterhin Strom verkaufen möchte.

Warit Rattanachuen, stellvertretender Gouverneur für Strategie bei der Thailändischen Stromerzeugungsbehörde (Electricity Generating Authority of Thailand, EGAT), sagte, die Sicherung von Turbinen für ein großes Kraftwerk könne eine Investitionszusage von mehreren Dutzend Milliarden Baht und eine Wartezeit von etwa fünf Jahren erfordern. Der Bau würde anschließend fast zwei weitere Jahre dauern.

Dieser Zeitplan für die Ausrüstung erklärt, warum der Weiterbetrieb bestehender Kraftwerke diskutiert wird. Er belegt weder, dass alle beantragten Netzanschlüsse für Rechenzentren zu laufenden Anlagen werden, noch, dass jeder auslaufende Vertrag verlängert werden müsste.

Stromanfragen sind nicht gleich bestätigter Bedarf

Die höchsten Zahlen beziehen sich auf Anträge oder Interessenbekundungen, nicht auf bereits verbrauchten Strom. Warit bezifferte die zusammengefassten Anfragen an die Provinzstrombehörde (Provincial Electricity Authority, PEA) und die Metropolstrombehörde (Metropolitan Electricity Authority, MEA) auf rund 35.000 Megawatt. Dieser Wert liege nahe am derzeitigen nationalen Spitzenbedarf.

Eine separate Erhebung nennt Anfragen von Rechenzentren an die PEA in Höhe von 26.045,2 Megawatt bei einer ausgewiesenen Anschlusskapazität von 4.882,7 Megawatt. Demnach sind die Anfragen etwa 5,3-mal so hoch wie die angegebene Kapazität. Dieser Vergleich betrifft ausschließlich die PEA und ist nicht als Maß für das gesamte nationale Stromsystem zu verstehen.

Songwut Khandee, stellvertretender Gouverneur der PEA für Planung und Technik, sprach von Interessenbekundungen im EEC und den umliegenden Gebieten in Höhe von 38.000 bis 40.000 Megawatt. In seinen Angaben war auch von einem deutlich niedrigeren Wert von 3.800 Megawatt die Rede, ohne zu erläutern, wie dieser zum oberen Bereich der Spanne steht.

Auch die Angaben zum nationalen Spitzenbedarf, mit dem die Anfragen verglichen werden, unterscheiden sich. Songwut nannte rund 50.000 Megawatt, während Warit die 35.000 Megawatt dem nationalen Spitzenbedarf gegenüberstellte. Gemessen am Wert von 50.000 Megawatt entsprächen Anfragen von 38.000 bis 40.000 Megawatt 76 bis 80 Prozent. Die Berichterstattung bringt weder die zugrunde liegenden Zeitpunkte noch Definitionen oder geografischen Abgrenzungen in Einklang.

Songwut bezeichnete die obere Spanne der Anfragen als optimistisches Szenario der Projektentwickler und mahnte, der tatsächliche Verbrauch müsse noch ermittelt werden. Projekte könnten schrittweise umgesetzt werden, unterhalb der beantragten Kapazität laufen oder nie gebaut werden. Für jeden Antrag Kapazitäten bereitzustellen, wäre daher ein anderes Risiko, als bestätigte Investitionen nicht mit Strom zu versorgen.

Was die vorgesehene Kapazität von 8.800 Megawatt umfasst

Der Entwurf sieht für Rechenzentren landesweit rund 8.800 Megawatt vor. Warit schlüsselte diesen Wert mit etwa 4.000 Megawatt im EEC, 2.600 Megawatt außerhalb des Korridors mit von Versorgern angenommenen Anfragen und rund 2.000 Megawatt zusätzlichem Planungsspielraum auf.

Diese gerundeten Teilbeträge ergeben 8.600 und nicht 8.800 Megawatt. Die Differenz von 200 Megawatt wird in der veröffentlichten Aufschlüsselung nicht erklärt und sollte keiner anderen Kategorie zugerechnet werden. Die ersten beiden Posten summieren sich auf 6.600 Megawatt, doch die Annahme eines Antrags durch einen Versorger garantiert noch keine Stromversorgung. Die Zuteilung unterliegt weiterhin dem Ausschuss für die Politik im Rechenzentrumssektor.

In einem separaten Bericht werden die im Planentwurf angesetzten Bedarfswerte für Rechenzentren mit 6.799 bis 8.811 Megawatt angegeben. Der obere Wert entspricht in etwa der vorgesehenen Kapazität von 8.800 Megawatt. Aus der Berichterstattung geht jedoch nicht hervor, ob alle Zahlen aus demselben Szenario oder derselben Planfassung stammen.

Die zusammengefassten Anträge über rund 35.000 Megawatt sind fast viermal so hoch wie die Planungsannahme von 8.800 Megawatt. Verglichen werden damit die in der Projektpipeline befindlichen Anfragen und die Planungsannahme; daraus folgt kein Beleg für einen unmittelbar drohenden Versorgungsengpass. Entscheidend ist, welcher Anteil der beantragten Nachfrage verbindlich wird, wo der Anschluss erfolgt und wann Strom benötigt wird.

Welche bestehenden Kraftwerke weiterlaufen könnten

Eine Analyse nennt vier Gaskraftwerke beziehungsweise Kraftwerksblöcke, die möglicherweise weiterbetrieben werden könnten: Glow IPP mit 713 Megawatt, Ratchaburi mit 2.041 Megawatt, Block 3 von Wang Noi mit 446 Megawatt und Nam Phong mit 650 Megawatt. Zusammen kommen sie auf eine Leistung von 3.850 Megawatt. Dabei handelt es sich um einen möglichen Bestand an vorhandener Kapazität, nicht um ein genehmigtes Verlängerungspaket.

Ein anderer Bericht fasst Ratchaburi weiter und beziffert die Leistung auf etwa 3.500 Megawatt. Darin enthalten sind die thermischen Blöcke 1 und 2 mit zusammen 1.400 Megawatt, deren Stromabnahmeverträge bereits ausgelaufen sind, sowie die GuD-Blöcke 1 bis 3 mit insgesamt rund 2.100 Megawatt, deren Verträge ab 2027 schrittweise auslaufen sollen.

Die beiden Angaben zu Ratchaburi sind nicht gleichzusetzen. Die Zahl von 3.500 Megawatt schließt zusätzliche Blöcke ein, die in der enger gefassten Angabe von 2.041 Megawatt nicht enthalten sind. Würden beide Zahlen addiert, würde überlappende Kapazität doppelt gezählt.

Für Glow IPP, das mit Global Power Synergy (GPSC) verbunden ist, wird das Vertragsende etwa für 2028 erwartet. Glow SPP11, ein separates Kraftwerk mit 150 Megawatt, hat seinen Vertrag bereits erfüllt. Ein Unternehmensbericht nannte alternative Nutzungsmöglichkeiten für seine Kapazität und den Standort, darunter Stromversorgungssysteme für Rechenzentren, falls die Verlängerung ausbleibt.

Burapha Power in Chachoengsao ist ein weiterer, eigenständiger Fall. Das Kraftwerk mit 540 Megawatt soll im Rahmen einer bestehenden vertraglichen Vereinbarung ab 2029 Strom liefern. Es sollte nicht automatisch zu den Kapazitäten gerechnet werden, für die eine Vertragsverlängerung erwogen wird.

Vorschläge der Unternehmen gehen über große Gaskraftwerke hinaus

Nopadej Karnasuta, Geschäftsführer von B.Grimm Power für Thailand, Malaysia und industrielle Geschäftslösungen, sagte, rund 22 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 3.000 Megawatt seien zur Prüfung vorgeschlagen worden. Dazu gehörten IPPs und kleine Stromerzeuger, sogenannte SPPs. Aus dem Bericht geht weder hervor, dass alle 22 Kraftwerke zu B.Grimm gehören, noch, dass sie einen eigenen Bestand ohne Überschneidungen mit anderen Vorschlägen bilden.

Banpu-Betriebsdirektor Kirana Limpaphayom sagte, das Unternehmen werde eine Verlängerung für das Kohlekraftwerk BLCP in Rayong mit 1.434 Megawatt beantragen, sofern der neue Ansatz dies zulasse. Der Vertrag soll 2032 auslaufen. Dieser Vorschlag geht über den ursprünglichen Schwerpunkt auf große Gaskraftwerke hinaus und müsste gesondert entschieden werden.

Eine Verlängerung um etwa sieben Jahre wurde als Zeitraum erörtert, der Ausgaben für Maschinen und technische Anpassungen rechtfertigen könnte. Ersten Erwartungen zufolge könnten die Strompreise im Rahmen erneuerter Vereinbarungen nahe am bisherigen Niveau bleiben. Weder Laufzeit noch Preis wurden in formellen Detailverhandlungen festgelegt.

Der Vorschlag einer Vertragsverlängerung um sieben Jahre und die Schätzung von sieben Jahren für Beschaffung und Bau beziehen sich auf unterschiedliche Sachverhalte. Die ähnliche Dauer erklärt, warum der Weiterbetrieb laufender Kraftwerke während des Aufbaus neuer Kapazitäten attraktiv erscheint. Sie ist jedoch kein vereinbarter Zeitplan für deren Ablösung.

Im EEC braucht es sowohl Erzeugungs- als auch Netzkapazität

Der Planentwurf sieht im EEC rund 4.200 Megawatt an neuer Erzeugungskapazität vor: etwa 1.400 Megawatt im Raum Bang Pakong in Chachoengsao und 2.800 Megawatt in der Region Rayong. Die Projekte sollen sowohl EGAT-Kraftwerke als auch für große private Erzeuger geöffnete Kapazitäten umfassen.

Die Standorte sind wichtig, weil der Strom die Gebiete erreichen muss, in denen die Nachfrage wächst. Ein Kraftwerk an einem anderen Ort in Thailand weiterzubetreiben, löst nicht automatisch einen lokalen Engpass im Netz von Chachoengsao, Chonburi oder Rayong. Deshalb berücksichtigt das EPPO in seiner vorgeschlagenen Bewertung neben Effizienz und Versorgungssicherheit auch den Standort.

EGAT bereitet eine Investition von rund 31 Milliarden Baht in die Übertragungsnetze vor, um die Planungsannahme von 4.000 Megawatt für Rechenzentren im EEC abzudecken. Der Vorschlag wird derzeit vom Nationalen Rat für wirtschaftliche und soziale Entwicklung sowie von der Energieregulierungskommission geprüft, bevor er dem Kabinett vorgelegt wird. Der Start ist für 2027 vorgesehen.

Das Übertragungsprogramm besteht aus zwei Phasen. Die erste umfasst mehr als eine Milliarde Baht und befindet sich nach Angaben von EGAT in der Umsetzung sowie in der Planung für den anfänglichen Bedarf. Diese Unterscheidung ist wichtig: Laufende Vorbereitungen bedeuten nicht, dass das gesamte Programm im Umfang von 31 Milliarden Baht endgültig genehmigt wurde.

Warit sagte, einzelne Rechenzentren hätten einen Leistungsbedarf von etwa 50 bis 60 Megawatt bis 200 bis 300 Megawatt; manche Projekte kämen auf 800 bis 1.000 Megawatt. EGAT modelliere Schwankungen ihres Stromverbrauchs und die erforderliche Ausrüstung, um das Netz stabil zu halten. Ein Vorschlag, Rechenzentren über EGAT-Übertragungsleitungen mit mehr als 115 Kilovolt direkt zu versorgen, würde ebenfalls Änderungen der Vorschriften erfordern.

PEA will Entwickler an Investitionsrisiken beteiligen

Die PEA verwies auf ein bestehendes Programm für die Strominfrastruktur im EEC im Umfang von mehr als 15 Milliarden Baht, das 2020 vom Kabinett genehmigt wurde. Mehr als 80 Prozent des Budgets seien investiert. Das ausgebaute System könne etwa 16 erste Rechenzentrumsprojekte versorgen und nähere sich den Grenzen seiner bestehenden Kapazität.

Der Versorger prüft einen weiteren Investitionsrahmen von rund 5 Milliarden Baht für Umspannwerke und den Netzausbau. Als Planungsgrundlage dient dabei die im Entwurf angesetzte landesweite Rechenzentrumskapazität von 8.800 Megawatt. Außerdem plant die PEA eine Stromversorgung mit 22 Kilovolt für den Bau von Gebäuden und damit verbundene industrielle Aktivitäten. Die Vorlage der Projekte hängt von klareren Regeln für die Stromzuteilung an Rechenzentren ab.

Songwut schlug vor, Entwickler über gemeinsame Investitionen oder Abnahmegarantien für Strom zu beteiligen. Seiner Ansicht nach würden finanzielle Verpflichtungen Anträge zu einem verlässlicheren Maß für den tatsächlichen Bedarf machen und das Risiko senken, dass andere Stromkunden für ungenutzte Infrastruktur zahlen müssen.

Er warnte, Investitionen auf Grundlage unbestätigter Anträge könnten die Kosten in die Stromtarife treiben. Dabei nannte er mögliche Werte von 4, 6 oder 8 Baht je Einheit. Diese Zahlen waren Warnungen vor Investitionsrisiken, keine angekündigten Tarifentscheidungen oder gesicherten Prognosen.

Die PEA bemüht sich außerdem um Mittel für intelligentere Stromnetze im Rahmen eines geplanten Kreditdekrets über 200 Milliarden Baht für die Energiewende. Zu ihren Prioritäten zählen eine bessere Überwachung des Netzzustands, anschließend Speicher, Steuerungssysteme und überarbeitete Tarife. Dieser Kreditrahmen betrifft eine breitere Finanzierung und ist nicht das Budget für den geplanten Ausbau im EEC im Umfang von 5 Milliarden Baht.

Der Ausbau erneuerbarer Energien löst das Zeitproblem nicht

Der Entwurf des PDP 2026 gilt für den Zeitraum von 2026 bis 2050. In einem berichteten Szenario mit höherem Bedarf liegt der Spitzenbedarf bei 79.696 Megawatt. Die Gesamterzeugungskapazität am Ende des Planungszeitraums reicht den Szenarien zufolge von 185.673 bis 206.073 Megawatt. Installierte Leistung ist nicht gleichbedeutend mit jederzeit verfügbarer Strommenge, insbesondere wenn Solarenergie und andere schwankende Quellen einen großen Anteil ausmachen.

Der Entwurf umfasst 9.100 Megawatt neue Gaskraftwerkskapazität und eine neue Solarenergiequote von 24.300 Megawatt, davon 14.300 Megawatt für private Erzeuger. Dabei handelt es sich um Planungswerte. Beschaffungsfristen, Netzanschlüsse und fertiggestellte Projekte bestimmen, wann diese Kapazität nutzbar wird.

Ein Rechenbeispiel in der Diskussion über Vertragsverlängerungen geht von einem durchschnittlichen Strombedarf von rund 25.000 Megawatt und einer Solarstromerzeugung von etwa 10.000 Megawatt am Tag aus. In diesem Beispiel liefern andere Kraftwerke tagsüber rund 15.000 Megawatt, müssen aber bei sinkender Solarleistung mehr Bedarf decken. Es veranschaulicht den wechselnden Versorgungsbedarf und ist keine bestätigte Angabe zur Erzeugung zu einem bestimmten Zeitpunkt.

GuD-Kraftwerke nutzen zunächst eine Gasturbine zur Stromerzeugung und anschließend die Abwärme ihres Abgases, um über eine Dampfturbine weitere Energie zu gewinnen. Ihr Weiterbetrieb könnte steuerbare Erzeugungskapazität während der Energiewende erhalten. Längerfristige Verpflichtungen für fossile Brennstoffe setzen das System allerdings auch Brennstoffkosten und dem Risiko aus, dass Anlagen unwirtschaftlich werden, bevor ihre Betriebsdauer endet.

Speicher, leistungsfähigere Netze und ein besseres Management der Stromnachfrage gehören daher ebenfalls zu dieser Planungsentscheidung. EGAT und die Behörden des EEC prüfen zudem kleine modulare Kernreaktoren; der Entwurf nennt dafür eine mögliche Kapazität von rund 9.000 Megawatt. Diese Zahl steht weder für ein genehmigtes Bauprogramm noch für eine Lösung mit festgelegtem Liefertermin.

Verträge für sauberen Strom und Tarife sind noch offen

Eine berichtete Schätzung des durchschnittlichen Tarifs für den Plan liegt bei 3,8364 Baht pro Kilowattstunde. Eine Kilowattstunde ist die Abrechnungseinheit für den Stromverbrauch. Die Schätzung beruht auf Planungsannahmen und ist keine Zusage, dass Haushaltsrechnungen oder Tarife für Rechenzentren während der gesamten Laufzeit des Plans auf diesem Niveau bleiben.

Die tatsächlichen Kosten hängen von den Gas- und Flüssigerdgaspreisen, Investitionen in Netze, Finanzierung, Verträgen und regulatorischen Entscheidungen ab. Ob das Wachstum von Rechenzentren die Kosten anderer Kunden erhöht, hängt auch davon ab, wer für neue Anschlüsse, reservierte Kapazitäten und die Reserveversorgung aufkommt. Ein Anstieg der Haushaltstarife ist nicht die automatische Folge jedes neuen Rechenzentrums.

EGAT prüft Regelungen für gewöhnlichen Netzstrom, den Utility Green Tariff (UGT), direkte Strombezugsverträge (Direct PPA) und Ersatzstromgebühren für Unternehmen mit eigener Stromerzeugung. Mit einem Direct PPA können berechtigte Kunden direkt mit einem Stromerzeuger einen Vertrag schließen; für den Netzzugang und die Netzdienstleistungen müssen weiterhin Regeln festgelegt werden.

Die PEA beschrieb einen politischen Rahmen über 2.000 Megawatt für Direct PPA und UGT und strebt ein Pilotprojekt im EEC an. Ein anderer Bericht nennt 2.000 Megawatt als Kontingent für das Direct-PPA-Pilotprojekt und weist darauf hin, dass es nicht ausschließlich für Rechenzentren reserviert ist. Daraus folgt nicht, dass es sich um getrennte Kontingente handelt, die addiert werden können.

EGAT nannte außerdem Strompreise für Rechenzentren von etwa 6 bis 7 Baht je Einheit auf den Philippinen und mehr als 8 Baht in Singapur. Ohne vergleichbare Kunden- und Abrechnungsbedingungen lassen sich diese berichteten Preise nicht direkt dem thailändischen Plan-Durchschnitt gegenüberstellen. Auch Herkunftsnachweise für erneuerbare Energien über Ländergrenzen hinweg innerhalb der ASEAN werden diskutiert. Sie bescheinigen erneuerbare Eigenschaften des Stroms, sind aber nicht mit dem tatsächlich an einen Kunden gelieferten Strom gleichzusetzen.

Die nächsten wichtigen Termine und Entscheidungen

In der nächsten Phase treffen öffentliche Konsultation, auslaufende Verträge, geplante Netzinvestitionen und ein vorgesehenes neues Kraftwerk zeitlich aufeinander. Thailand verwendet in den berichteten Datumsangaben den buddhistischen Kalender; die folgende Zeitleiste nennt die Entsprechungen im gregorianischen Kalender.

• 2020: Kabinettsbeschluss zu Investitionen der PEA in die Strominfrastruktur des EEC.
• 8. bis 15. September 2026: Öffentliche Konsultation zum Entwurf des PDP 2026.
• 12. Oktober 2026: Berichte zur Debatte über Kraftwerksvertragsverlängerungen und aktualisierte Vorschläge für Netzinvestitionen.
• 2027: EGAT plant den Beginn des größeren Übertragungsprogramms im EEC, vorbehaltlich der Genehmigung. Die Verträge der GuD-Blöcke in Ratchaburi beginnen auszulaufen.
• 2028: Für Glow IPP wird das Vertragsende erwartet.
• 2029: Burapha Power soll mit der Stromlieferung beginnen.
• 2032: Das gemeldete Vertragsende von BLCP.

Ein endgültiger Termin für die Verabschiedung des PDP 2026, die Genehmigung bestimmter Verlängerungen oder die Festlegung der Rechenzentrumstarife wurde nicht genannt. Die PEA rechnet in den nächsten ein bis zwei Jahren mit klareren Regeln. Diese Erwartung ist jedoch keine verbindliche Frist für eine Genehmigung.

Zu entscheiden ist konkret, welche Anträge Anspruch auf Stromversorgung haben, welche Kraftwerke weiterhin nötig sind, wie lange ihre Verträge laufen sollen, welche Modernisierungen erforderlich sind und wer für den Netzausbau zahlt. Werden diese Fragen gemeinsam geklärt, lässt sich eine vorübergehende Reaktion auf verzögerte Kapazitäten von einer unnötig langen Bindung an bestehende Kraftwerke unterscheiden.

Die wichtigsten Punkte

• Das EPPO prüft Vertragsverlängerungen für Gaskraftwerke einzeln; eine pauschale Genehmigung wurde nicht angekündigt.
• Die zusammengefassten Anfragen von Rechenzentren über rund 35.000 Megawatt sind fast viermal so hoch wie die Planungsannahme von 8.800 Megawatt.
• Die Angaben zu Anfragen und nationalem Spitzenbedarf unterscheiden sich; Anträge sind nicht mit bestätigtem Verbrauch gleichzusetzen.
• Der Bau neuer großer Gaskraftwerke könnte wegen der Lieferzeiten für Turbinen und der Bauzeiten rund sieben Jahre dauern.
• Eine Vertragsverlängerung um etwa sieben Jahre wurde diskutiert; Bedingungen und Tarife sind jedoch noch offen.
• EGAT plant Investitionen von rund 31 Milliarden Baht in die Übertragungsnetze des EEC; die PEA prüft einen separaten Ausbau im Umfang von 5 Milliarden Baht.
• Garantien der Projektentwickler, Regeln für sauberen Strom und die Aufteilung der Kosten werden mit darüber entscheiden, welche Investitionen umgesetzt werden und wer dafür zahlt.