ธุรกิจผลิตไฟฟ้าเอกชนในปี 2562-2564 มีแนวโน้มเติบโตต่อเนื่องตามความต้องการใช้ไฟฟ้าที่คาดว่าจะขยายตัวในอัตรา 3-3.5% ปัจจัยหนุนจากด้านอุปสงค์ที่มีตลาดรองรับแน่นอน และด้านอุปทานจากการสนับสนุนการลงทุนของภาครัฐตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ที่กำหนดแผนเป็นรายภูมิภาค และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อเนื่อง
กลุ่มโรงไฟฟ้าที่มีการลงทุนต่อเนื่องจะเป็นกลุ่มที่มีศักยภาพการแข่งขันด้านต้นทุนและแหล่งที่มาของวัตถุดิบ ในอันดับต้นคือ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ผลจากการเปิดเสรีการผลิตไฟฟ้าบนหลังคาภาคประชาชนที่ทางการจะเปิดรับซื้อปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปีตั้งแต่ในปี 2562 รองลงมา ได้แก่ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานชีวมวล ขยะ และก๊าซชีวภาพ ตามลำดับ ส่วนกลุ่มโรงไฟฟ้าที่การลงทุนใหม่อาจต้องรอหลังปี 2564 ได้แก่ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังน้ำ หลังจากที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงทุนขยายสายส่งไฟฟ้าแล้วเสร็จ
ข้อมูลพื้นฐาน
โครงสร้างธุรกิจผลิตไฟฟ้าของไทย เป็นระบบที่รัฐเป็นผู้ซื้อรายเดียว (Enhanced Single Buyer Model) โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (EGAT) เป็นทั้งผู้ผลิตและรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (Small Power Producer: SPP) รวมถึงยังผูกขาดระบบสายส่งไฟฟ้า โดยมีการไฟฟ้านครหลวง (MEA) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ทำหน้าที่จำหน่ายไฟฟ้าและอาจมีการรับซื้อไฟฟ้าบางส่วนจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (Very Small Power Producer: VSPP) (ภาพที่ 1)
ธุรกิจผลิตไฟฟ้าของไทยมีลักษณะสำคัญคือ 1) ไฟฟ้าที่ผลิตได้ไม่สามารถเก็บเป็นสต็อกเหมือนสินค้าอื่น จำเป็นต้องส่งไปยังลูกค้าหรือผู้ใช้ไฟฟ้าทันที โดยผ่านระบบสายส่ง (Transmission system) และระบบจำหน่าย (Distribution system) 2) การเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าไม่สามารถทำได้ในระยะเวลาอันสั้น เนื่องจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้าต้องใช้เวลา 5-7 ปี (ขึ้นอยู่กับประเภทโรงไฟฟ้า) จึงต้องมีการจัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ หรือ PDP (Power Development Plan) เพื่อให้เพียงพอกับแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต 3) หน่วยงานภาครัฐมีบทบาทสูงในการกำกับดูแล ทั้งในด้านการผลิต การจำหน่าย รวมถึงการกำหนดราคาค่าไฟฟ้าและจัดทำแผนการลงทุนเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
ทิศทางการเติบโตของธุรกิจผลิตไฟฟ้าขึ้นอยู่กับ
- ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่ผันแปรตามภาวะเศรษฐกิจ โดยเฉลี่ยการเติบโตของความต้องการใช้ไฟฟ้าจะมีอัตราประมาณ 0.9-1.1 เท่าของอัตราการเติบโตของ GDP หากพิจารณาสัดส่วนการใช้ไฟฟ้าตามภาคเศรษฐกิจในปี 2561 พบว่า ภาคอุตสาหกรรม ภาคธุรกิจ ภาคครัวเรือน และภาคอื่นๆ มีการใช้ไฟฟ้าในสัดส่วน 47%, 25%, 24% และ 4% ของปริมาณการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ตามลำดับ
- นโยบายภาครัฐ ได้แก่ 1) แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ หรือ PDP (Power Development Plan) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก หรือ AEDP (Alternative Energy Development Plan) กำหนดปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศในแต่ละประเภทโรงไฟฟ้า[1] 2) นโยบายด้านราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน (เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะมีต้นทุนการผลิตสูงกว่าการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล (ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมัน)) ซึ่งปัจจุบันอยู่ภายใต้ระบบ Feed-in Tariff[2] (FiT) จากเดิมที่ใช้ระบบ Adder[3] (Box 1) และ 3) แผนพัฒนาโครงข่ายสายส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนมีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเป็นลำดับ (ภาพที่ 2) ในปี 2560 มีสัดส่วนรวมกัน 57% ของกำลังการผลิตติดตั้งในระบบ (46,090 เมกะวัตต์) (แบ่งเป็น IPP สัดส่วน 33% และ SPP + VSPP สัดส่วน 24%) ส่วน EGAT เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าและนำเข้าไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านมีสัดส่วนรวมกัน 43%
ด้านเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้าจำแนกเป็น 2 กลุ่มหลัก คือ
1) กลุ่มเชื้อเพลิงฟอสซิล ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน/ลิกไนต์ ซึ่งไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า สัดส่วน 57% ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด รองลงมาคือ ถ่านหิน สัดส่วน 17% (ภาพที่ 3)
2) กลุ่มพลังงานหมุนเวียน สัดส่วนประมาณ 9% ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ได้แก่ เชื้อเพลิงจากพลังงานชีวมวล (กากสินค้าเกษตร) ก๊าซชีวภาพ (เช่น มูลสัตว์ น้ำเสียจากโรงงานแปรรูปเกษตร พืชพลังงาน เป็นต้น) พลังงานขยะ (เช่น ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม เป็นต้น) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำ
ปัจจุบันปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว[4] (Proved reserve: P1) ในอ่าวไทยอยู่ที่ 6.4 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ขณะที่ความต้องการใช้ของไทยอยู่ที่ 1.3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตต่อปี (ข้อมูลจากกรมเชื้อเพลิง ณ เดือนธันวาคม 2561) ซึ่งคาดว่าจะมีปริมาณก๊าซธรรมชาติใน P1 เหลือใช้ได้จริงเพียง 5-6 ปี ไทยจึงต้องพึ่งการนำเข้าจากแหล่งก๊าซนอกประเทศโดยเฉพาะเมียนมา ดังนั้น แผน PDP จึงให้ความสำคัญกับการใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มีสัดส่วนเพิ่มขึ้นเป็น 9% ในปี 2561 จากที่มีสัดส่วนเพียง 2% ในปี 2553
ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแบ่งได้เป็น 3 กลุ่ม ดังนี้
- ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ (Independent Power Producer: IPP)
- กำลังการผลิตติดตั้ง: มากกว่า 90 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน เป็นเชื้อเพลิงหลัก ผู้ผลิตในกลุ่มนี้ ได้แก่ 1) บมจ.ผลิตไฟฟ้า 2) บมจ.ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง 3) บจก.โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี 4) บจก.ผลิตไฟฟ้า ราชบุรี 5) บจก.โกลว์ ไอพีพี (บ่อวิน) 6) บจก.อีสเทิร์น เพาเวอร์ 7) บจก.บีแอลซีพี เพาเวอร์ 8) บจก.กัลฟ์เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น 9) บจก.ราชบุรีเพาเวอร์ 10) บจก.เก็คโค่-วัน 11) บจก.กัล์ฟ เจพี เอ็นเอส และ 12) บจก.กัล์ฟ เจพี ยูที
- ปัจจัยกำหนดผลประกอบการ: กลุ่มนี้จะมีความเสี่ยงในการรับรู้รายได้ต่ำ เนื่องจากมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ EGAT โดยมีรายได้จาก 2 ทางคือ 1) จากปริมาณการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจริงตามการใช้ของผู้บริโภค และ 2) รายได้ขั้นต่ำที่จะได้รับตามที่กำหนดในสัญญาขายไฟฟ้าระยะยาวกับ EGAT หรือที่เรียกว่า Minimum take รายได้ของกลุ่มนี้จึงขึ้นอยู่ปริมาณการใช้ไฟฟ้าในประเทศ นอกจากนี้ ยังมีรายได้จากการลงทุนโรงไฟฟ้าในต่างประเทศ อาทิ เมียนมา สปป.ลาว อินโดนีเซีย ฟิลิปปินส์ ออสเตรเลีย
- ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (Small Power Producer: SPP)
- กำลังการผลิตติดตั้ง: 10-90 เมกะวัตต์ ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน น้ำมัน และพลังงานหมุนเวียน ผู้ผลิตกลุ่มนี้ขายไฟฟ้าให้กับ EGAT ส่วนที่เหลือจะขายให้แก่โรงงานอุตสาหกรรมในสถานที่ใกล้เคียง จำแนกเป็น 1) SPP ประเภท Firm มีสัญญาขายไฟฟ้าให้ EGAT เป็นระยะเวลา 25 ปี เชื้อเพลิงที่ใช้ส่วนใหญ่เป็นก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน 2) SPP ประเภท Non-Firm อายุสัญญา 5 ปี (ต่ออายุได้คราวละ 5 ปี) เชื้อเพลิงที่ใช้ส่วนใหญ่เป็นพลังงานหมุนเวียน อาทิ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม ขยะ ชีวมวล
- ปัจจัยกำหนดผลประกอบการ: ผู้ผลิตไฟฟ้า SPP มีรายได้ 2 ทางคือ 1) รายได้จากสัญญาขายไฟฟ้ากับ EGAT ระยะเวลาตั้งแต่ 20-25 ปี มีการประกันรายได้ขั้นต่ำเช่นเดียวกับ IPP ความเสี่ยงในการรับรู้รายได้จึงค่อนข้างต่ำ และ 2) รายได้จากส่วนที่ขายไฟฟ้าโดยตรงให้กับลูกค้าโรงงานอุตสาหกรรมในพื้นที่ใกล้เคียง รายได้ในส่วนนี้จะผันผวนตามภาวะเศรษฐกิจและทิศทางของธุรกิจอุตสาหกรรมของลูกค้า
- ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Very Small Power Producer: VSPP)
- กำลังการผลิตติดตั้ง: น้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ ใช้เชื้อเพลิงจากแหล่งพลังงานหมุนเวียน อาทิ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังน้ำ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง ส่วนที่เหลือจะขายให้กับ MEA และ PEA ในอัตรารับซื้อภายใต้ระบบ Feed-in Tariff (FiT) ตลอดอายุโครงการ โดยอิงตามประเภทเชื้อเพลิง (Box 1) กลุ่มผู้ประกอบการในโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนส่วนใหญ่จะเป็นกลุ่มผู้ประกอบการรับเหมาก่อสร้างงานวิศวกรรม จัดหาออกแบบ และก่อสร้าง เนื่องจากมีความชำนาญงานด้านติดตั้งระบบไฟฟ้า และกลุ่มผู้ผลิตอุปกรณ์/เทคโนโลยีเซลแสงอาทิตย์
- ปัจจัยกำหนดผลประกอบการ: รายได้ของผู้ผลิตในกลุ่มนี้ ขึ้นอยู่กับ 1) ต้นทุนค่าก่อสร้าง/การติดตั้งระบบ/ราคาวัตถุดิบ 2) การรับรู้รายได้หลังจากขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว โดยโรงไฟฟ้าที่พึ่งพาเชื้อเพลิงธรรมชาติ อาทิ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำ ในช่วง 1-2 ปีแรก ผลประกอบการจะอยู่ในภาวะขาดทุน เนื่องจากมีภาระต้นทุนจากการก่อสร้างสูง และจะปรับดีขึ้นหลังรับรู้รายได้จากการขายไฟฟ้าแล้ว ส่วนโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ผลประกอบการมักมีความไม่แน่นอนจากความผันผวนของปริมาณและราคาวัตถุดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ ในช่วงปี 2556-2561 ปริมาณการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิต SPP และ VSPP มีสัดส่วนที่เพิ่มขึ้นอย่างมาก โดยเฉพาะผู้ผลิต VSPP ซึ่งใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียน เนื่องจากภาครัฐเปิดรับซื้อไฟฟ้าตามแผน AEDP อย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2561 สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจาก VSPP เพิ่มขึ้นเป็น 5.0% จากที่มีเพียง 1% ในปี 2553 (ภาพที่ 4) ผู้ประกอบการที่ประกอบธุรกิจผลิตไฟฟ้ารายสำคัญในตลาดหลักทรัพย์ที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ บมจ.พลังงานบริสุทธิ์ (EA) ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลม, บมจ.เอสพีซีจี (SPCG) ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์, บมจ.กันกุล (GUNKUL) ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และชีวมวล, บมจ. ทีพีซี เพาเวอร์โฮลดิ้ง (TPCH) ผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล และ บมจ. ไทย โซล่าร์ เอ็นเนอร์ยี่ (TSE) ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (ภาพที่ 5)
สถานการณ์ที่ผ่านมา
การใช้ไฟฟ้าของไทยในปี 2561 อยู่ที่ 187,832 กิกะวัตต์-ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้น 1.5% YoY จาก 1.2% ในปี 2560 ตามการฟื้นตัวของเศรษฐกิจและภาคท่องเที่ยวของประเทศ มาตรการประหยัดไฟฟ้าของภาครัฐ ส่งผลให้การใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นไม่มาก สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak demand) อยู่ที่ 28,338 เมกะวัตต์ในเดือนเมษายน ลดลงจากสถิติสูงสุดที่ 29,619 เมกะวัตต์ในปี 2559 โดยการใช้ไฟฟ้าในภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมรวมกันขยายตัว 1.3%YoY ส่วนการใช้ไฟฟ้าในภาคครัวเรือนขยายตัว 1.9% YoY (ภาพที่ 6)
การผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2561 อยู่ที่ 204,428 กิกะวัตต์-ชั่วโมง ขยายตัว 1.6% YoY จากที่ขยายตัวเพียง 0.8% ในปี 2560 โดยปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากผู้ผลิต EGAT (สัดส่วน 31% ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด) ขยายตัว 0.8% จากที่หดตัว -10.0% ในปี 2560 ขณะที่ผู้ผลิตไฟฟ้า IPP (สัดส่วน 27%) มีการผลิตลดลงต่อเนื่องจากปี 2560 ที่ -14.7% YoY ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP (สัดส่วนรวมกัน 29%) ขยายตัวเร่งขึ้นในอัตรา 21.7% YoY และ 12.9% YoY ตามลำดับ (ภาพที่ 7) ผลจากการเร่งรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนในช่วงที่ผ่านมาและถึงกำหนดที่ผู้ผลิต SPP และ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญากับการไฟฟ้า โดยในปี 2561 มีการใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นต่อเนื่องที่ 20.0% YoY ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก หดตัวต่อเนื่องที่ -4.0% YoY ส่วนการใช้ถ่านหินและนำเข้าไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ขยายตัว 0.2% YoY และ 9.2% YoY ตามลำดับ
ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เข้าระบบตามสัญญาของรัฐ (Selling to the grid) ในปี 2561 มีกำลังการผลิตติดตั้งสะสมรวมทั้งสิ้น 8,127 เมกะวัตต์[5] เพิ่มขึ้น 10.8% จากสิ้นปี 2560 (ภาพที่ 8) โดยกำลังการผลิตติดตั้งจากพลังงานขยะ และพลังงานลม มีอัตราการขยายตัวสูงสุดที่ 66.5% และ 62.1% ตามลำดับ เนื่องจากในปี 2559 ภาครัฐมีการเร่งรับซื้อไฟฟ้าจากขยะเพื่อลดปัญหาขยะที่มีจำนวนมาก และมีการแก้ไขปัญหาที่ดินสปก.ในโครงการกังหันลม ทำให้ผู้ผลิต SPP โครงการขยะและโครงการกังหันลมสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย อย่างไรก็ตาม หากพิจารณาเปรียบเทียบกับเป้าหมายที่วางไว้ในแผนเดิม AEDP2015 ที่ผลักดันให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อผลิตไฟฟ้า (เป้าหมาย 16,788 เมกะวัตต์ภายในปี 2579) พบว่ามีการผลิตและส่งไฟฟ้าเข้าระบบแล้วคิดเป็น 48.5% ของเป้าหมาย โดยที่ผ่านมาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานชีวมวลมีปริมาณไฟฟ้าเข้าระบบมากที่สุดประมาณ 59% ของเป้าหมาย 5,570 เมกะวัตต์ รองลงมา ได้แก่ พลังงานขยะ พลังน้ำขนาดเล็ก แสงอาทิตย์ ก๊าซชีวภาพ และพลังงานลม ตามลำดับ (ภาพที่ 9)
สำหรับสถานะของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจำแนกตามผู้ผลิตเอกชน ซึ่งได้แก่ SPP และ VSPP (รวมโครงการที่ได้รับการส่งเสริมภายใต้ระบบ Adder และ FiT) ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (COD) ในปี 2561 มีประมาณ 937 โครงการ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าตามสัญญา (Contract capacity) 4,877 เมกะวัตต์ (ตารางที่ 4) โดยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์มีจำนวนโครงการมากที่สุด ขณะที่โครงการชีวมวลที่ผ่านมาธุรกิจเกิดปัญหาการแย่งชิงวัตถุดิบ อีกทั้งกระแสการคัดค้านโรงไฟฟ้า ชีวมวลจากชุมชนเพิ่มมากขึ้น ทำให้มีโครงการที่ถูกยกเลิกสัญญาไปเป็นจำนวนมาก และบางส่วนรอการปรับเปลี่ยนจากที่ได้รับการส่งเสริมภายใต้ระบบ Adder มาเป็นระบบ FiT (ดูรายละเอียดแต่ละประเภทเชื้อเพลิง/พลังงานหน้าที่ 7)
แนวโน้มอุตสาหกรรม
ในปี 2562-2564 คาดว่าธุรกิจผลิตไฟฟ้าเอกชนมีแนวโน้มเติบโตต่อเนื่อง โดยมีปัจจัยหนุนทั้งด้านอุปสงค์ที่มีตลาดรองรับแน่นอน และด้านอุปทานจากนโยบายสนับสนุนการลงทุนของภาครัฐ
ความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศขยายตัวต่อเนื่องตามภาวะเศรษฐกิจ และการลงทุนในภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรมที่ทยอยเพิ่มขึ้น จะหนุนความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศ (อ้างอิงตามแผน PDP2018 คาดการใช้ไฟฟ้าในประเทศจะขยายตัว 3.6% ในปี 2562-2563 และ 3.2% ในปี 2564 ภายใต้สมมติฐาน GDP ขยายตัวเฉลี่ย 3.8% ต่อปี, ภาพที่ 10)
แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศฉบับปีพ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) และการต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration เอื้อให้เกิดการขยายกำลังการผลิตและการลงทุนโรงไฟฟ้าใหม่ในระยะอันใกล้ โดยมีประเด็นสำคัญดังนี้
- แผน PDP2018 กำหนดให้มีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 77,211 เมกะวัตต์ในปี 2580 เพิ่มขึ้น 9% จากแผน PDP2015 เป็นกำลังการผลิตใหม่ในช่วงปี 2561-2580 จำนวน 56,431 เมกะวัตต์ (รายละเอียดตามตารางที่ 5) โดยจะส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นคิดเป็น 53% ของกำลังการผลิตไฟฟ้ารวมในปี 2580 และกำลังการผลิตของพลังงานหมุนเวียนยังคงอยู่ที่ 20% ส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าถ่านหินลดลงเหลือ 12% (ตารางที่ 6) ในส่วนนี้จะเป็นโรงไฟฟ้าใหม่หรือโรงไฟฟ้าทดแทนโรงเดิมซึ่งจะมีทั้งที่ลงทุนโดย EGAT และเปิดประมูลแข่งขันในภาคเอกชนของ IPP (ตารางที่ 7)
- การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่รับซื้อจากเอกชน แบ่งออกเป็น 1) โรงไฟฟ้าตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐในช่วงปี 2561-2580 กำลังการผลิตไฟฟ้า 520 เมกะวัตต์ จำแนกเป็นโรงไฟฟ้าขยะ 400 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 เมกะวัตต์ 2) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP กำลังการผลิตไฟฟ้า 18,176 เมกะวัตต์ (ตารางที่ 8)
- ประมาณค่าไฟฟ้าขายปลีกในช่วงปี 2561-2580 อยู่ระหว่าง 3.50-3.63 บาทต่อหน่วย หรือเฉลี่ย 3.58 บาทต่อหน่วย เนื่องจากประเมินว่าราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) นำเข้าจะมีแนวโน้มลดลงจากอุปทานที่เพิ่มขึ้น โดยราคาเฉลี่ย LNG นำเข้าที่ใช้คำนวณตลอดแผน PDP จะอยู่ที่ประมาณ 244 บาทต่อล้านบีทียู เทียบกับปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 266-329 บาทต่อล้านบีทียู[6]
- คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบให้ต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้า SPP Cogeneration ที่สิ้นสุดสัญญาในปี 2559-2568 จำนวน 25 ราย กำลังการผลิตรวม 2,974.2 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 20 ราย และถ่านหิน 5 ราย โดยให้ใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิมและได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง โดยให้ราคาก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ 2.80 บาทต่อหน่วย และถ่านหิน 2.54 บาทต่อหน่วย
ปัจจัยหนุนดังกล่าวข้างต้น จะเอื้อประโยชน์ให้เกิดการลงทุนใหม่ของโรงไฟฟ้าทั้ง 3 ส่วน ดังนี้
- โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPP) คาดจะมีการเปิดประมูลในอีก 3-5 ปีข้างหน้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ทยอยหมดอายุสัญญาและต้องออกจากระบบในช่วงปี 2568-2570 จำนวน 8,300 เมกะวัตต์ โดยจะมีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ต่อปีในพื้นที่ภาคตะวันตกของประเทศช่วงปี 2564-2565
- โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีแนวโน้มขยายกำลังการผลิตและลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่มากขึ้น โดยเฉพาะในกลุ่มโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559-2568 สามารถดำเนินการผลิตไฟฟ้าและ/หรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมจำหน่ายให้กับนิคมอุตสาหกรรมและสวนอุตสาหกรรม รวมทั้งการลงทุนผลิตไฟฟ้าในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบของการผสมผสานเชื้อเพลิงหรือที่เรียกกว่า SPP Hybrid Firm ที่ทางการสนับสนุนมากขึ้น (เริ่มดำเนินการเปิดรับซื้อรอบแรกในเดือนตุลาคม 2560 ที่ผ่านมา จำนวน 300 เมกะวัตต์ ในอัตรารับซื้อ (FiT) 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี)
- การลงทุนในโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จำแนกได้เป็น
- กลุ่มโรงไฟฟ้าที่มีการลงทุนต่อเนื่อง ในอันดับต้นคือ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ผลจากการเปิดเสรีการผลิตไฟฟ้าบนหลังคาภาคประชาชนที่ทางการจะเปิดรับซื้อปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปีตั้งแต่ในปี 2562 และกลุ่มที่มีศักยภาพการแข่งขันด้านต้นทุนและแหล่งที่มาของวัตถุดิบ ได้แก่ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานชีวมวล ขยะ และก๊าซชีวภาพ ตามลำดับ
- กลุ่มโรงไฟฟ้าที่การลงทุนอาจต้องรอหลังปี 2564 ได้แก่ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังน้ำ เนื่องจากพื้นที่ที่มีศักยภาพส่วนใหญ่เป็นพื้นที่เขตอุทยานซึ่งการขออนุญาตยุ่งยาก และระบบสายส่งเข้าถึงลำบาก โอกาสการลงทุนใหม่อาจต้องรอหลังปี 2564 เป็นต้นไปหลังจากที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า
อย่างไรก็ตาม การแข่งขันในธุรกิจมีแนวโน้มสูงขึ้น จากแผนสนับสนุนให้ภาคเอกชนเข้ามาแข่งขันด้านราคา (Competitive bidding) ภายใต้เงื่อนไขที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต้องไม่สูงกว่าราคาค่าไฟฟ้าขายปลีกตามแผน PDP2018 อยู่ระหว่าง 3.50-3.63 บาทต่อหน่วย หรือเฉลี่ย 3.58 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ คาดว่าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) ที่มีศักยภาพในการแข่งขันด้านต้นทุนจะเข้ามาขยายการลงทุนมากขึ้นโดยเฉพาะในกลุ่มเชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียนที่จะมีความต้องการรับซื้ออย่างต่อเนื่องตามแผนของภาครัฐ
มุมมองวิจัยกรุงศรี
ในช่วงปี 2562-2564 คาดว่ารายได้ของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่มีแนวโน้มเติบโตค่อนข้างดี จากความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศที่เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การแข่งขันด้านราคาในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะสูงขึ้น อาจกดดันรายได้ของผู้ผลิตให้เติบโตอยู่ในระดับปานกลางใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมา
[1]ในอดีตเป็นกรอบแผน 15 ปี และได้มีการปรับเปลี่ยนเป็น 20 ปี โดยมีสำนักนโยบายและแผนพลังงาน (EPPO) กำหนดแผนร่วมกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (DEDE) ปัจจุบันอยู่ภายใต้แผน PDP และ AEDP ฉบับพ.ศ. 2561-2580
[2]ราคารับซื้อไฟฟ้าสุทธิในอัตราพิเศษ ที่สะท้อนมูลค่าต้นทุนที่แท้จริงของโครงการโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ มีระยะเวลารับซื้อตามสัญญา 20-25 ปี การเข้าร่วมโครงการด้วยวิธีประมูลแข่งขัน (competitive bidding) ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (ERC)
[3]เป็นส่วนเพิ่มราคารับซื้อที่บวกเพิ่มจากราคาขายส่งไฟฟ้าที่ขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ระยะเวลารับซื้อ 7 ปี การเข้าร่วมโครงการแบบมาก่อนได้ก่อน (first-come,first-served)
[4]ปริมาณคงเหลืออยู่ในแหล่งปิโตรเลียมที่ค้นพบแล้ว มีแผนการผลิตที่กําหนดไว้ชัดเจน ได้รับอนุมัติจากภาครัฐให้ผลิตเป็นไปตามกฎหมายของประเทศนั้น ๆ และคาดว่าจะผลิตได้อย่างคุ้มค่าเชิงพาณิชย์
[5]รวมกำลังการผลิตนอกระบบ (การผลิตไฟฟ้าของเอกชนเพื่อใช้เอง) แต่ไม่รวมกำลังการผลิตจากพลังน้ำขนาดใหญ่จำนวน 2,906 เมกะวัตต์
[6]อ้างอิงจากแหล่ง Japan/Korea Marker (Platts) ที่ 8.5-10.5 ดอลลาร์สหรัฐฯต่อล้านบีทียู (อัตราแลกเปลี่ยนที่ 31.4 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐฯ)