โรงไฟฟ้า Archives - HoonVision | หุ้นวิชั่น - หุ้น ข่าวหุ้น หุ้นไทยวันนี้ หุ้นวันนี้ หุ้นเด่น วิเคราะห์หุ้น ธุรกิจ การเงิน เศรษฐกิจ การลงทุน ดัชนีราคาหุ้น

#โรงไฟฟ้า

หุ้น SET

เช็กกำไร 10 หุ้นโรงไฟฟ้า ปี 2567

นายมงคล พ่วงเภตรา รองกรรมการผู้จัดการ ฝ่ายกลยุทธ์การลงทุนหลักทรัพย์ บริษัทหลักทรัพย์ ดาโอ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) เปิดเผยถึงแนวโน้มกำไรของหุ้นกลุ่มโรงไฟฟ้าในปี 2568 ว่ายังคงต้องเผชิญกับปัจจัยเสี่ยงหลายประการที่ต้องติดตามอย่างใกล้ชิด โดยปัจจัยเสี่ยงหลักประกอบด้วย 3 ประเด็นสำคัญ ได้แก่ สภาวะเศรษฐกิจ: หากเศรษฐกิจชะลอตัวหรือเข้าสู่ภาวะถดถอย อาจส่งผลกระทบโดยตรงต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของภาคอุตสาหกรรม เนื่องจากโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่มีลูกค้าหลักเป็นภาคอุตสาหกรรม หากการผลิตในภาคอุตสาหกรรมลดลงหรือมีการหยุดชะงัก ความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าก็จะลดลงตามไปด้วย ซึ่งอาจส่งผลให้รายได้ของโรงไฟฟ้าลดลงตามไปด้วย แนวโน้มราคาเชื้อเพลิงที่ลดลง: การลดลงของราคาเชื้อเพลิง เช่น ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน หรือพลังงานหมุนเวียน อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ซึ่งเป็นปัจจัยหนึ่งที่กำหนดราคาค่าไฟฟ้า หากค่า Ft ลดลง โรงไฟฟ้าที่มีสัญญาขายไฟฟ้าในรูปแบบที่เชื่อมโยงกับค่า Ft อาจประสบปัญหารายได้ลดลง เนื่องจากราคาค่าไฟฟ้าที่ขายได้อาจต่ำลงตามไปด้วย นโยบายภาครัฐ: การดำเนินนโยบายของรัฐบาลเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าและการควบคุมค่าไฟฟ้าอาจส่งผลกระทบต่อผลประกอบการของโรงไฟฟ้า ตัวอย่างเช่น หากรัฐบาลมีการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน หรือมีการกำหนดนโยบายควบคุมค่าไฟฟ้าไม่ให้สูงเกินไป อาจทำให้โรงไฟฟ้ามีรายได้ลดลง นอกจากนี้ นโยบายเกี่ยวกับพลังงานสะอาดและการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลต้องเผชิญกับต้นทุนเพิ่มเติมในการปรับตัวให้สอดคล้องกับกฎระเบียบใหม่ ทั้งนี้ นักลงทุนควรติดตามความเคลื่อนไหวของปัจจัยเหล่านี้อย่างใกล้ชิด เพื่อประเมินความเสี่ยงและโอกาสในการลงทุนในหุ้นกลุ่มโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2568

กฟผ. มุ่งดูแลคุณภาพอากาศโรงไฟฟ้า พร้อมร่วมมือกับชุมชนบรรเทาปัญหาฝุ่น

หุ้นวิชั่น - กฟผ. ดำเนินงานโดยคำนึงถึงสังคมและสิ่งแวดล้อมเป็นสำคัญ มุ่งดูแลคุณภาพอากาศโรงไฟฟ้าสามารถควบคุมได้ดีกว่ามาตรฐานกฎหมายกำหนด ซึ่งตระหนักถึงความสำคัญการดูแลคุณภาพอากาศ เผยควบคุมการปล่อยมลสารจากโรงไฟฟ้า กฟผ. ค่ามาตรฐานที่กฎหมายกำหนดไว้ พร้อมร่วมมือกับชุมชนบรรเทาปัญหาลดฝุ่น นายเทพรัตน์ เทพพิทักษ์ ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เปิดเผยว่า ในช่วงนี้สถานการณ์ฝุ่น PM2.5 โดยรวมของประเทศสะสมเกินค่ามาตรฐานอย่างต่อเนื่อง อาจส่งผลกระทบต่อสุขภาพของประชาชน ในส่วนของการดำเนินงานของ กฟผ. ควบคุมดูแลคุณภาพอากาศอย่างใกล้ชิดและต่อเนื่อง ตั้งแต่ต้นน้ำของการผลิตไฟฟ้า โดยเลือกใช้เทคโนโลยีในการผลิตกระแสไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ควบคุมการเผาไหม้ของโรงไฟฟ้าให้สมบูรณ์เพื่อลดการเกิดฝุ่น โดยใช้ระบบควบคุมปริมาณการระบายก๊าซออกไซด์ไนโตรเจน (Dry Low NOx Burner) ร่วมกับการฉีดน้ำเข้าไปยังห้องเผาไหม้ (Water Injection) เพื่อควบคุมอุณหภูมิในการเผาไหม้ ลดปริมาณการเกิดออกไซด์ของไนโตรเจน (NOx) ติดตั้งอุปกรณ์ชุดกรองฝุ่น (Inlet Air Filter System) เพื่อกรองฝุ่นที่ปนมากับอากาศที่ใช้ในการเผาไหม้ และติดตั้งระบบตรวจสอบคุณภาพอากาศแบบต่อเนื่อง (Continuous Emission Monitoring System) ที่ปล่องของโรงไฟฟ้า เพื่อตรวจวัดอัตราการระบายอย่างต่อเนื่อง สำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมของ กฟผ. ดังเช่นโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและโรงไฟฟ้าพระนครใต้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งถือเป็นเชื้อเพลิงที่ปล่อยมลสารน้อยที่สุดเมื่อเทียบกับเชื้อเพลิงฟอสซิลประเภทอื่น โดยพบว่าโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทุกแห่งควบคุมการปล่อยมลสารได้ดีกว่าค่าควบคุมตามที่กำหนดไว้ในรายงานประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ก่อนการพัฒนาโครงการ ซึ่งเป็นค่าที่เข้มงวดกว่าค่ามาตรฐานตามประกาศของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ตารางเปรียบเทียบความเข้มข้นการปล่อยมลสารของโรงไฟฟ้า กฟผ. ปี 2567 * ค่ามาตรฐานตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม (พ.ศ.2547) เรื่อง กำหนดค่าปริมาณสารเจือปนที่ระบายออกจากโรงงานผลิต ส่ง หรือจำหน่ายไฟฟ้า และประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (พ.ศ.2566) เรื่อง กำหนดมาตรฐานควบคุมการปล่อยทิ้งอากาศเสียจากโรงไฟฟ้า ** ค่าควบคุมที่กำหนดตามรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและโรงไฟฟ้าพระนครใต้ อีกทั้ง กฟผ. ยังใส่ใจในเรื่องวิกฤต PM2.5 ได้ศึกษาวิจัยร่วมกับสถาบันวิจัยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีแห่งประเทศไทย สำรวจมลสารทางอากาศ และจำแนกแหล่งกำเนิดของฝุ่น PM2.5 ในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ผศ.ดร.สุดจิต ครุจิต อาจารย์ประจำสาขาวิชาวิศวกรรมสิ่งแวดล้อม มหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี ที่ปรึกษาของโครงการวิจัยเผยผลวิจัยว่า ฝุ่นจากปล่องของโรงไฟฟ้าพระนครเหนือไม่ส่งผลกระทบต่อปริมาณฝุ่นในบรรยากาศทั่วไปของชุมชนในพื้นที่ใกล้เคียงโรงไฟฟ้าพระนครเหนือที่พุ่งสูงขึ้น โดยพบว่า สัดส่วนขององค์ประกอบทางเคมีของฝุ่น (DNA) จากปล่องโรงไฟฟ้าพระนครเหนือแตกต่างจาก DNA ของฝุ่นในบรรยากาศในพื้นที่ชุมชน นอกจากนี้ ผลการศึกษาการปล่อยฝุ่น PM2.5 จากแหล่งกำเนิดต่าง ๆ ในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าพระนครเหนือในรัศมี 5 กิโลเมตร พบว่าฝุ่น PM2.5 มาจากการสัญจรบนถนนสายหลักและถนนสายรองมากถึง 73.5% รองลงมาเป็นโรงงานอุตสาหกรรม 13.4% และที่พักอาศัย 5.4% โดยเป็นฝุ่นจากโรงไฟฟ้าพระนครเหนือคิดเป็นสัดส่วนเพียง 1.8% เท่านั้น ส่วนการปล่อยสาร NOx คิดเป็นเพียง 11% ของแหล่งกำเนิดทุกประเภท นอกจากนี้โรงไฟฟ้า กฟผ. กำลังพิจารณาแนวทางเพื่อช่วยลดปริมาณฝุ่นในพื้นที่ โดยการเพิ่มอุณหภูมิปากปล่องโรงไฟฟ้า (Stack Temperature) ให้สูงขึ้นในบางช่วงเวลา เพื่อช่วยระบายฝุ่นในชั้นบรรยากาศออกไปด้วย ในขณะเดียวกันโรงไฟฟ้าและเขื่อน ของ กฟผ. ทั่วประเทศยังดำเนินมาตรการต่าง ๆ เพื่อช่วยคลี่คลายปัญหาฝุ่นให้กับชุมชนโดยรอบพื้นที่ กฟผ. อาทิ ผลักดันการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ภายในประเทศ ติดตั้งเซนเซอร์ตรวจวัดคุณภาพอากาศแบบ Real Time ผ่านแอปพลิเคชัน Sensor for All กว่า 1,250 จุดทั่วประเทศ เพื่อให้ประชาชนเฝ้าระวังและสามารถวางแผน การใช้ชีวิตประจำวันได้ รวมถึงสนับสนุนภารกิจป้องกันไฟป่าและหมอกควันตามที่ได้รับการร้องขอจากหน่วยงานต่าง ๆ

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

ดีมานด์ไฟฟ้าพุ่งเอกชนโต15% ชีวมวล-โซลาร์ยังครองตลาด

หุ้นวิชั่น - บริษัท ศูนย์วิจัยกสิกรไทย จำกัด (KResearch)ระบุถึงในปี 2568 ความต้องการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีทิศทางเพิ่มสูงขึ้นทั้งจากภาครัฐและภาคเอกชน โดยปริมาณไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ขายให้ภาครัฐคาดว่าจะอยู่ที่ 23,555 GWh และภาคเอกชนคาดว่าจะอยู่ที่ 4,177 GWh เพิ่มขึ้น 2% และ 15% ตามลำดับไฟฟ้าชีวมวลและพลังงานแสงอาทิตย์ยังคงเป็นไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนหลักที่จำหน่าย โดยในปี 2568 คิดเป็นสัดส่วนรวมกันราว 78% ของการจำหน่ายให้ภาครัฐ และ 96% ของการจำหน่ายให้ภาคเอกชน รายได้จากการขายไฟฟ้าชีวมวลมีแนวโน้มเติบโตตามความต้องการของภาครัฐและเอกชน ที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้น 1.9% และ 6.5% ตามลำดับ ขณะที่อัตรากำไรขั้นต้นก็มีแนวโน้มขยายตัวจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ลดลง ตามปริมาณผลผลิตทางการเกษตรที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นสำหรับไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ รายได้ต่อหน่วยจากการขายไฟให้ภาครัฐจะขึ้นอยู่กับราคารับซื้อที่ภาครัฐกำหนด ณ ปีที่เริ่มทำสัญญาซื้อขาย ซึ่งมีการปรับลดลงมาอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ตาม อัตรากำไรขั้นต้นสำหรับโครงการที่จะเริ่มดำเนินการซื้อขายในปี 2568 คาดว่าจะยังคงอยู่ที่ราว 30% ในขณะที่ตลาดภาคเอกชน รายได้มีแนวโน้มเติบโตตามความต้องการซึ่งคาดว่าจะเพิ่มขึ้นมากถึง 41% นอกจากนี้ ต้นทุนของผู้ให้บริการก็มีแนวโน้มลดลง

หุ้น SET

เจาะอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว หุ้นไหนได้ประโยชน์?

หุ้นวิชั่น - บล.กรุงศรี ประเมินจากการที่ กกพ.ได้ดำเนินการให้บริการอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวแบบผู้ใช้ ไฟฟ้าไม่เจาะจงแหล่งที่มา หรือ UGT1 ครั้งแรกในเดือน มค.2025 โดย ร่วมกับกฟผ. กฟน. และ กฟภ. เพื่อรองรับปริมาณความต้องการ โดยเตรียมปริมาณรวม 2,000 ล้านหน่วยต่อปี หรือประมาณ 1,135MW โดยได้กำหนดอัตราอยู่ที่หน่วยละ 4.21 บาทต่อหน่วย เพิ่มขึ้น 6 สต. จากอัตราค่าไฟฟ้าปกติในปัจจุบัน ที่จะเก็บจากผู้ที่ใช้ไฟฟ้า UGT1 เท่านั้น และยังเตรียมการออกเอกสารรับรองไฟฟ้าสะอาดและแหล่งที่มาหรือ I-REC ปัจจุบันมีผู้ติดต่อลงทะเบียนเพื่อสมัครใช้บริการแล้ว 600 ล้านหน่วยหรือ 340 MW ฝ่ายวิจัยมองข่าวดังกล่าวเป็นบวกต่อหุ้นกลุ่มโรงไฟฟ้า ในการปลดล็อคการเติบโตของผลประกอบการในอนาคตได้ อย่างไรก็ตามฝ่ายวิจัยมองว่าคงต้องรอ UGT2 ก่อน ซึ่งจากการชนะประมูลพลังงานหมุนเวียนรอบแรกที่5.2 GW GULF ได้ประโยชน์มากที่สุด คง Neutral สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า ฝ่ายวิจัยจึงมองโรงไฟฟ้าที่ชนะการประมูล renewable energy รอบแรก 5.2GW ซึ่งหลักๆ จะเป็น GULF จะได้ประโยชน์มากที่สุด ขณะที่ BGRIM และ GPSC และเจ้าอื่นๆจะมีสัดส่วนน้อยมากในการประมูลรอบแรก ทั้งนี้ เพราะ UGT2 จะให้อายุสัญญาที่ยาวกว่าคือ 10 ปี เทียบกับ UGT1 เพียงแค่ 1 ปี และอัตราค่าไฟจะสูงกว่าหรืออยู่ที่ประมาณ 4.55-4.56 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะยิ่งช่วย เพิ่มรายได้ให้หุ้นในกลุ่มโรงไฟฟ้าได้ สำหรับกลุ่มลูกค้า UGT ส่วนใหญ่เป็นกลุ่ม Data Center ธุรกิจการเงิน การผลิต ห้างสรรพสินค้า อิเล็กทรอนิกส์ ปิโตรเคมี คาดว่าต่อไปจะเปิดให้บริการไฟฟ้าสีเขียวแบบเจาะจงแหล่งที่มาหรือ UGT2 ในช่วงกลางปี 2025 และคาดว่ารอดูการเปิด Direct PPA 2,000MW เพิ่มเติมในช่วงครึ่งปีหลัง 2025

โฆษณา

ปตท. แข็งแกร่งร่วมกับสังคมไทย และเติบโตในระดับโลกอย่างยั่งยืน

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

พลังงาน ชี้ โรงไฟฟ้าสำรอง จำเป็น พร้อมปรับแผนดึงลงทุน กับค่าไฟเหมาะสม

หุ้นวิชั่น - กระทรวงพลังงาน ชี้แจง จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าสำรองเพื่อรับรองความต้องการใช้ตลอดเวลา ถึงแม้บางโรงไฟฟ้าจะไม่ได้เดินเครื่องก็ตาม ซึ่งก็จะสร้างความเชื่อมั่นให้แก่นักลงทุนทั้งในประเทศและต่างประเทศ รองรับการลงทุนด้าน Data Center การใช้รถยนต์ไฟฟ้า อีกทั้งดัชนีคุณภาพการบริการไฟฟ้าไทยอยู่ในระดับต้นๆ ของอาเซียน วันนี้ (14 มกราคม 2568) นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู รองปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะโฆษกกระทรวงพลังงาน เปิดเผยว่า การที่ประเทศไทยจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าสำรอง เนื่องจากต้องคำนึงถึงความมั่นคงและการให้บริการกับประชาชนและภาคอุตสาหกรรม ซึ่งแม้ปัจจุบันจะมีตัวเลขสำรองไฟฟ้า หรือ Reserve Margin อยู่ที่ 25.5% แต่ส่วนหนึ่งก็เป็นผลมาจากสถานการณ์โควิดที่ส่งผลให้แผนการผลิตไฟฟ้าไม่สอดคล้องกับสถานการณ์เศรษฐกิจตั้งแต่ปีที่เกิดโควิดจนถึงปัจจุบัน สังเกตได้จากดัชนีมวลรวมภายในประเทศหรือ GDP ก็ไม่เป็นไปตามคาด แต่ใน PDP2024 ก็ได้มีการปรับแผนโดยจะมีการใช้พลังงานสะอาด โดยเฉพาะพลังงานจากแสงอาทิตย์เพิ่มมากขึ้นและเร็วขึ้น อีกทั้งราคาต้นทุนปัจจุบันเริ่มลดลง คาดว่าราคาค่าไฟฟ้าในอนาคตก็จะปรับตัวลงด้วย นอกจากนั้น ดัชนีแสดงค่าเฉลี่ยความถี่ที่ระบบเกิดไฟฟ้าขัดข้อง (SAIFI) ของประเทศไทยอยู่ในระดับค่อนข้างเสถียรเมื่อเทียบกับกลุ่มประเทศในอาเซียน หรืออยู่ที่ระดับ 0.88 ครั้งต่อผู้ใช้ไฟฟ้าต่อปี ซึ่งหากเปรียบเทียบกับประเทศเวียดนามและ สปป.ลาว ซึ่งมีค่าไฟฟ้าถูกกว่าเนื่องจากมีการผลิตไฟฟ้าพลังงานน้ำซึ่งมีต้นทุนที่ต่ำ แต่ดัชนี SAIFI สูงถึง 3.23 และ 18.35 ครั้งต่อผู้ใช้ไฟฟ้าต่อปีตามลำดับ “ต้องชี้แจงก่อนว่า โรงไฟฟ้าเอกชนที่ไม่ได้เดินเครื่องแต่รัฐยังคงต้องจ่ายเงินให้ มีต้นทุนมาจาก 2 ส่วนสำคัญคือ 1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) ซึ่งเป็นต้นทุนค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ครอบคลุมตั้งแต่ค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าผลิต ค่าซ่อมบำรุง ค่าประกันภัย โดยเอกชนจะต้องเตรียมโรงไฟฟ้าให้พร้อมใช้ตลอดเวลาและสามารถผลิตไฟฟ้าตามความต้องการประชาชนและภาคอุตสาหกรรมโดยไม่สะดุด การกำหนดค่า AP เป็นแนวปฏิบัติในทางสากลสำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวที่สะท้อนต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่เอกชนต้องจ่ายไปก่อน และเอกชนต้องยอมรับความเสี่ยงในการบริหารด้านต้นทุนเองทั้งหมด ซึ่งรัฐไม่ต้องรับความเสี่ยงใดๆ ทั้งสิ้น ทั้งนี้ จริงๆ แล้วค่าพร้อมจ่ายมีอยู่ในเกือบทุกโรงไฟฟ้าเพื่อสร้างความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้า แต่อาจจะจัดเก็บในรูปแบบที่แตกต่างกัน และ 2) ต้นทุนเชื้อเพลิง (Energy Payment : EP) เป็นค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าจะได้รับค่า EP ตามปริมาณเชื้อเพลิงที่ กฟผ. สั่งการให้ทำการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเท่านั้น ที่ผ่านมา ภาพรวมในการผลิตไฟฟ้า กระทรวงพลังงานก็ได้มีการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิงตามสถานการณ์ โดยเลือกใช้เชื้อเพลิงที่มีต้นทุนที่ต่ำที่สุดเพื่อไม่ให้กระทบกับค่าไฟฟ้า ดังนั้น โรงไฟฟ้าสำรองเป็นส่วนสำคัญที่จะช่วยรักษาความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ โดยเฉพาะในช่วงเวลากลางคืนซึ่งเป็นช่วงเวลาที่เกิด Peak และพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้” นายวีรพัฒน์ กล่าว

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

โรงไฟฟ้าบีแอลซีพี ต้นแบบการผลิตไฟฟ้าต้นทุนต่ำเพื่อประชาชน

หุ้นวิชั่น - ในช่วงที่ข่าวการลดค่าไฟฟ้าเป็นของขวัญปีใหม่กำลังเป็นที่สนใจของประชาชน โรงไฟฟ้าบีแอลซีพีถือเป็นตัวอย่างที่โดดเด่นของการผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงด้วยต้นทุนที่ต่ำกว่า 2 บาทต่อหน่วย ซึ่งมีส่วนสำคัญในการสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถรักษาระดับค่าไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่ประชาชนเข้าถึงได้ หลายคนอาจสงสัยว่า โรงไฟฟ้าบีแอลซีพี ทำอย่างไรถึงควบคุมต้นทุนการผลิตได้ต่ำขนาดนี้? คำตอบคือการผสาน "ประสิทธิภาพ" เข้ากับ "ความรับผิดชอบ" ตั้งแต่การบริหารจัดการที่เฉียบคม การเลือกใช้เทคโนโลยีทันสมัยที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ระบบบำรุงรักษาสุดล้ำ ไปจนถึงการบริหารเชื้อเพลิงอย่างคุ้มค่า โรงไฟฟ้าบีแอลซีพีแสดงให้เห็นว่าการผลิตไฟฟ้าด้วยต้นทุนต่ำไม่ได้หมายถึงการลดคุณภาพหรือความมั่นคง แต่ยังมีความพร้อมในการจ่ายไฟ รักษาเสถียรภาพในการผลิตไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่อง มีระบบสำรองที่พร้อมรองรับทุกสถานการณ์และบำรุงรักษาอุปกรณ์อย่างสม่ำเสมอ รวมถึงให้ความสำคัญกับการพัฒนาอย่างยั่งยืน นำหลักการ ESG มาใช้ในการบริหารงาน ลงทุนในเทคโนโลยีที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ที่ได้รับการพิสูจน์แล้วจากทั่วโลก (Proven Technology) โดยมีการติดตั้งอุปกรณ์ลดมลภาวะต่างๆ ได้แก่ ติดตั้งเตาเผาไหม้เพื่อลดการเกิดก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน (Low NOx burner) ติดตั้งเครื่องดักจับฝุ่นระบบไฟฟ้าสถิตย์ (Electrostatic Precipitator; ESP) ติดตั้งเครื่องดักจับก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (Flue Gas Desulphurization; FGD) และ มีปล่องระบาย (Chimney) สูง 200 เมตร ทั้งนี้โรงไฟฟ้าบีแอลซีพีได้ติดตั้งอุปกรณ์ตรวจวัดอากาศอัตโนมัติแบบต่อเนื่อง (Continuous Emission Monitoring System; CEMS) ที่กลางปล่อง และติดตั้งสถานีตรวจวัดคุณภาพอากาศ (Air Quality Monitoring Station; AQMS) จำนวน 4 แห่ง โดยรอบโรงไฟฟ้าบีแอลซีพี รวมถึงมีการพัฒนาบุคลากรอย่างต่อเนื่อง วางแผนการผลิตระยะยาวเพื่อรองรับการเติบโตของความต้องการใช้ไฟฟ้า การที่รัฐบาลประกาศลดค่าไฟฟ้าเหลือ 4.15 บาทต่อหน่วย ยิ่งตอกย้ำบทบาทสำคัญของโรงไฟฟ้าบีแอลซีพี ที่ช่วยตรึงต้นทุนการผลิต ส่งต่อผลประโยชน์ตรงถึงประชาชน แม้ในช่วงลดค่าไฟ โรงไฟฟ้าบีแอลซีพี ก็ยังคงเดินเครื่องได้อย่างเต็มกำลัง ด้วยระบบการบริหารจัดการที่แข็งแกร่ง โรงไฟฟ้าบีแอลซีพี ได้พิสูจน์ให้เห็นแล้วว่า การผลิต “ไฟฟ้าด้วยต้นทุนต่ำ” ไปพร้อมกับ "การรักษาคุณภาพ" และ "ความมั่นคง" สามารถดำเนินการควบคู่กันได้ ในขณะที่ประเทศกำลังเดินหน้าลดภาระค่าครองชีพให้ประชาชน โรงไฟฟ้าบีแอลซีพี ยังคงเป็นกำลังสำคัญในการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบสำรองไฟฟ้าที่พร้อมรับมือทุกสถานการณ์ การบำรุงรักษาอุปกรณ์อย่างสม่ำเสมอ และการยึดมั่นในหลักการ ESG (Environmental, Social, and Governance) เพื่อการพัฒนาอย่างยั่งยืนในช่วงเปลี่ยนผ่านพลังงานไปสู่พลังงานสะอาดและสนับสนุนนโยบายดังกล่าวโดยไม่ทำให้ความมั่นคงทางพลังงานของประเทศต้องลดลงแต่อย่างใด บีแอลซีพี มุ่งพัฒนาพลังงานที่มั่นคง เพื่อชุมชนและสิ่งแวดล้อมอย่างยั่งยืน [PR-News]

หุ้น SET

EGCO-GUNKUL โดนกดดัน กพช.สั่งเบรกรับซื้อไฟฟ้าเฟส2

หุ้นวิชั่น - โรงไฟฟ้าโดนกดดัน กพช. ชะลอการลงนามรับซื้อไฟฟ้าหมุนเวียนเฟส 2 ปริมาณรวม 3,668.5 MW เพื่อความโปร่งใสและตรวจสอบความถูกต้อง ส่งผลกระทบเชิงลบต่อผู้ได้รับการคัดเลือก ขณะนักวิเคราะห์ชี้เป็น Sentiment ลบต่อหุ้นกลุ่มพลังงานสะอาด EGCO-GUNKUL-RATCH-GPSC การประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ซึ่งมี นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานการประชุม โดยได้รับมอบหมายจากนายกรัฐมนตรี ได้เปิดเผยว่า ตามที่ได้มีกระแสข่าวเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2567 ว่าสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้ประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565–2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 (เพิ่มเติม) พ.ศ. 2567 นั้น ซึ่งทำให้เกิดข้อสงสัยในหมู่ประชาชนเรื่องความถูกต้องของกระบวนการและวิธีการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนดังกล่าว เพื่อประโยชน์สูงสุดของประเทศชาติและราชการ ที่ประชุมจึงมีมติให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด สำหรับปี 2565–2573 ปริมาณรวม 3,668.5 เมกะวัตต์ ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 โดยเป็นการชะลอการลงนามสัญญากับ 3 การไฟฟ้าไว้ก่อน เพื่อดำเนินการตรวจสอบความถูกต้อง ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ในประเด็นข้อกฎหมายและอำนาจหน้าที่ของ กพช. และให้นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. มีอำนาจพิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการตรวจสอบข้อเท็จจริงในเรื่องดังกล่าวได้ ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งให้ กกพ. และ 3 การไฟฟ้าทราบมติ กพช. ต่อไป บริษัทหลักทรัพย์ อินโนเวสท์ เอกซ์ จำกัด ระบุถึง นายกฯ มอบหมายธมจ พลังงานเป็นประธานประชุมภพช. และมีมดิชะลอการรับซื้อไฟฟ้าหมุนเวียนเฟสลองจำนวน 3.668.5MW ออกไป ก่อนเพื่อตรวจสอบความถูกต้อง มองเป็น Sentiment เชิงลบต่อผู้ที่ได้รับการคัดเลือก เช่น EGCO GUNKUL RATCH และ GPSC

โฆษณา

เจมาร์ท สร้างความสามารถในการแข่งขัน ด้วยการสร้าง Synergy Ecosystem

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

หุ้นโรงไฟฟ้าโดนกดดัน หลัง กพช. สั่งเบรกรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน 3.6 พันMW

การประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ซึ่งมี นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานการประชุม โดยได้รับมอบหมายจากนายกรัฐมนตรี ได้เปิดเผยว่า ตามที่ได้มีกระแสข่าวเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2567 ว่าสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้ประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565–2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 (เพิ่มเติม) พ.ศ. 2567 นั้น ซึ่งทำให้เกิดข้อสงสัยในหมู่ประชาชนเรื่องความถูกต้องของกระบวนการและวิธีการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนดังกล่าว เพื่อประโยชน์สูงสุดของประเทศชาติและราชการ ที่ประชุมจึงมีมติให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด สำหรับปี 2565–2573 ปริมาณรวม 3,668.5 เมกะวัตต์ ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 โดยเป็นการชะลอการลงนามสัญญากับ 3 การไฟฟ้าไว้ก่อน เพื่อดำเนินการตรวจสอบความถูกต้อง ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ในประเด็นข้อกฎหมายและอำนาจหน้าที่ของ กพช. และให้นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. มีอำนาจพิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการตรวจสอบข้อเท็จจริงในเรื่องดังกล่าวได้ ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งให้ กกพ. และ 3 การไฟฟ้าทราบมติ กพช. ต่อไป

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

นโยบายรัฐหนุนพลังงานฟื้น หุ้นไหนรับอานิสงส์ เช็กด่วน!

หุ้นวิชั่น - ทีมข่าวหุ้นวิชั่น รายงาน บริษัทหลักทรัพย์ หยวนต้า (ประเทศไทย) จำกัด คาดนโยบายรัฐจะเข้ามาหนุนการฟื้นตัวในปี 2568 แนวโน้มกำไร 4Q67 ของกลุ่มโรงไฟฟ้ายังสามารถเติบโต YoY ได้ต่อเนื่อง เบื้องต้นคาดกำไรปกติ 4Q67 ของกลุ่มโรงไฟฟ้าที่ระดับ 1.2 หมื่นล้านบาท ลดลง 29% QoQ หลังถูกกดดัน จาก 1) ปัจจัยฤดูกาลของโรงไฟฟ้า IPP (ในช่วงปลายปี โรงไฟฟ้า IPP มักได้รับค่าความพร้อมจ่ายครบตาม สัญญากับ กฟผ. ตั้งแต่ช่วงปลายเดือน พ.ย. - กลางเดือน ธ.ค. ท าให้มีรายได้จากส่วนดังกล่าวน้อยกว่าไตรมาสอื่น 2) ต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มปรับตัวขึ้นเล็กน้อย QoQ ตามปัจจัยฤดูกาลส่งผลให้อัตราการทำกำไรของโรงไฟฟ้า SPP มีโอกาสลดลง QoQ 3) ปัจจัยฤดูกาลของโครงการน้ำในลาว และ 4) การปิดซ่อมโรงไฟฟ้าบางส่วน อย่างไรก็ตามคาดกำไรปกติของกลุ่มฯ สามารถเติบโต 44% YoY จากฐานที่ต่ำในปีก่อน ตามการรับรู้รายได้และส่วนแบ่งกำไรจากโครงการใหม่ที่เข้าลงทุนหรือ COD ในช่วง 12 เดือนที่ผ่านมา (เช่น โรงไฟฟ้าGPD หน่วยที่ 3 และ 4, โรงไฟฟ้าหินกองหน่วยที่ 1 และโรงไฟฟ้าถ่านหิน Paiton หน่วยที่ 3, 7 และ 8)และต้นทุนพลังงาน (ถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ) ที่ลดลง YoY คาดกำไรปกติปี 2568 ของกลุ่มฯ ที่ 5.7 หมื่นล้านบาท เติบโต 11% YoY จาก 1) กำไรของหุ้นกลุ่มโรงไฟฟ้า SPP (GPSC, BGRIM) ที่คาดเติบโต YoY ตามทิศทางต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ปรับตัวลง (ผลจากการ เริ่มส่งออก LNG ที่มากขึ้นและเศรษฐกิจโลกที่เริ่มชะลอตัว) 2) การเริ่มรับรู้รายได้และส่วนแบ่งกำไรจากโครงการใหม่ เช่น โรงไฟฟ้าหินกองหน่วยที่ 2 (GULF, RATCH), โครงการลม Monsoon (BCPG), โครงการลมในเกาหลี (BGRIM) และโรงไฟฟ้า Paiton (RATCH, รับรู้แบบเต็มปีเป็นปีแรก) และ 3)อัตราดอกเบี้ยนโยบายที่เริ่มปรับตัวลงส่งผลให้ต้นทุนทางการเงินโดยรวมลดลง ความชัดเจนของนโยบายรัฐในปี 2568 จะเข้ามาหนุนการฟื้นตัวแม้ในปัจจุบันการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรอบ 2.2GW (เปิดให้ผู้ที่ไม่ได้รับคัดเลือกในรอบ 5.2GW ยื่นเสนอขายอีกครั้ง) ยังคงมีความไม่แน่นอนเกี่ยวกับกำหนดการประกาศรายชื่อผู้ได้รับคัดเลือก (รมว. พลังงานมีค าสั่งให้ชะลอการรับซื้อรอบดังกล่าว, ปัจจุบัน กบง. อยู่ระหว่างการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคัดเลือกและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด) แต่คาดในปี 2568 ภาครัฐจะมีการเปิดเผยแผนหรือนโยบายเกี่ยวกับการสนับสนุนการลงทุนในอุตสาหกรรมพลังงานสะอาดมากขึ้น เพื่อให้สอดคล้องกับ แนวทางในการมุ่งสู่ Net Zero ภายในปี 2608 และการดึงดูดเม็ดเงินลงทุนจากบริษัทต่างชาติและ อุตสาหกรรม Data Center และ Cloud ซึ่งมีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสูง โดยเบื้องต้นคาดแผน PDP ฉบับใหม่ (ปัจจุบันอยู่ระหว่างการปรับปรุงร่างฯ) และมาตรการสนับสนุนการติดตั้ง Solar Rooftop จะมีความชัดเจนมากขึ้นภายในช่วง 1H68และ 2H68 ตามลำดับ ขณะที่การออกกฎเกณฑ์ สำหรับการซื้อขายพลังงานโดยตรง (Direct PPA) คาดมีความชัดเจนในช่วงปลายปี 2568 เป็นอย่างเร็ว ให้ GPSC และ BGRIM เป็ น Top Picks ส าหรับการลงทุนในกลุ่มโรงไฟฟ้าในปี 2568 ฝ่ายวิเคราะห์ยังคงน้ำหนักการลงทุนในกลุ่มโรงไฟฟ้าสำหรับปี 2568 ที่ “มากกว่าตลาด” จากการเข้าสู่รอบของการปรับลดอัตราดอกเบี้ยนโยบายของธนาคารกลางทั่วโลก และต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มลดลงหลัง ปริมาณการส่งออก LNG ของสหรัฐฯ มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นต่อเนื่อง โดยให้ GPSC (TP@50.00) และ BGRIM (TP@32.00) เป็น Top Picks จากกำไรที่คาดเติบโต YoY ได้ต่อเนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ปรับตัวลงและการ COD โครงการใหม่ในต่างประเทศ (โครงการแสงอาทิตย์ในอินเดียของ GPSC และ โครงการลมในเกาหลีใต้ของ BGRIM) รวมถึงปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในนิคมอุตสาหกรรมที่มีโอกาสเพิ่มขึ้น จากการย้ายฐานการผลิตของผู้ประกอบการต่างชาติและการเติบโตของอุตสากรรม Data Center

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

โรงไฟฟ้าฟอสซิลต้นทุนพุ่ง-โตช้าลง ไฟฟ้าภาคธุรกิจในปี 68 โตเพียง 1%

หุ้นวิชั่น - ธุรกิจโรงไฟฟ้าฟอสซิลปี 2568 เผชิญต้นทุนเชื้อเพลิงสูงขึ้นตามราคาก๊าซธรรมชาติในตลาดโลก ขณะที่รายได้ต่อหน่วยทรงตัวจากนโยบายตรึงค่าไฟของรัฐ แม้ดีมานด์ใช้ไฟฟ้าทั้งภาครัฐและเอกชนจะเพิ่มขึ้น แต่การเติบโตชะลอตัวจากปีก่อนหน้า สะท้อนเศรษฐกิจที่ยังฟื้นตัวแบบค่อยเป็นค่อยไป ศูนย์วิจัยกสิกรไทย ได้จัดทำบทวิเคราะห์ ระบุถึง ต้นทุนเชื้อเพลิงฟอสซิลของโรงไฟฟ้าในปี 2568 คาดว่าจะมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นตามราคาก๊าซธรรมชาติในตลาดโลก ขณะที่รายได้ต่อหน่วยของธุรกิจคาดว่าจะใกล้เคียงกับปี 2567 เนื่องจากนโยบายภาครัฐที่ต้องการรักษาระดับค่าไฟในประเทศ เพื่อไม่ให้เป็นภาระต่อผู้บริโภคและภาคธุรกิจ อย่างไรก็ตาม ภาพรวมธุรกิจโรงไฟฟ้าฟอสซิลในปี 2568 ยังคงมีทิศทางเติบโตจากความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศที่เพิ่มขึ้น แต่ในจังหวะที่ชะลอลงจากปีก่อนหน้า ในปี 2568 รายได้จากการผลิตไฟฟ้าฟอสซิลเพื่อขายให้ภาครัฐมีแนวโน้มเติบโตต่อเนื่อง แม้ว่าจะเพิ่มขึ้นช้ากว่าปี 2567 ตามความต้องการใช้ไฟฟ้าในโครงข่ายภาครัฐที่ชะลอลงเป็น 1.4% ในปี 2568 จาก 3.5% ในปีก่อนหน้า โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจในปี 2568 คาดว่าจะโตเพียง 1% ตามการใช้ไฟฟ้าภาคผลิตและบริการที่ชะลอลงจากปี 2567 ในขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าภาคครัวเรือนคาดว่าจะโตเพียง 2% ในปี 2568 จากการเติบโตของจำนวนที่อยู่อาศัยตามทะเบียนบ้านที่ชะลอตัว รายได้จากการขายไฟฟ้าแก่ผู้ใช้งานในนิคมอุตสาหกรรมในปี 2568 มีแนวโน้มเติบโตต่อเนื่อง แม้จะชะลอลงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นช้ากว่าปี 2567 ซึ่งคาดว่าจะเติบโต 0.9% ชะลอตัวจาก 2.7% ในปีก่อนหน้า ตามการเติบโตที่ช้าลงของกิจกรรมการผลิต เนื่องจากสินค้าจีนที่ล้นตลาด ความเสี่ยงของธุรกิจโรงไฟฟ้าฟอสซิลในระยะกลางถึงยาว ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567-2580 (ร่าง PDP 2024)มีเป้าหมายในการลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลและเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในระบบไฟฟ้า กำลังการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลมีแนวโน้มลดลงจาก 38,108 MW ในปี 2566 สู่ 30,453 MW ในปี 2580 หรือลดลงราว 20% สัดส่วนอุปทานเชื้อเพลิงฟอสซิลคาดว่าจะลดลงจาก 72% ในปี 2566 สู่ 49% ในปี 2580 อย่างไรก็ตาม ในระยะยาว การผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงฟอสซิลจะมีทิศทางลดลงได้อีก เพื่อบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero) ในปี 2608 ความจำเป็นในการปรับตัวและการเปลี่ยนผ่านสู่ประเภทเชื้อเพลิงใหม่โดยเฉพาะพลังงานหมุนเวียนเมื่อหมดสัญญากับคู่ค้า แม้โรงไฟฟ้าฟอสซิลโดยมากจะถือสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับคู่ค้า แต่แรงกดดันจากกระแสรักษ์โลกและการพัฒนาของเทคโนโลยี ส่งผลให้ธุรกิจจำเป็นต้องมีการปรับตัวสู่พลังงานทางเลือกใหม่ ซึ่งต้องใช้เงินในการลงทุนในการพัฒนาเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงในอนาคต ผู้ประกอบการในนิคมอุตสาหกรรมมีแนวโน้มหันมาใช้ไฟฟ้าสะอาดมากขึ้นเนื่องจาก พ.ร.บ. Climate Change และกฎระเบียบการค้าโลกด้านสิ่งแวดล้อมที่เคร่งครัดมากขึ้น โดยเฉพาะผู้ประกอบการที่มีการส่งออกสินค้าไปยังสหภาพยุโรป ที่มีการใช้มาตรการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (CBAM) ทำให้ผู้ผลิตในนิคมอุตสาหกรรมเริ่มหันมาใช้พลังงานหมุนเวียนมากยิ่งขึ้น เพื่อรักษาความสามารถในการแข่งขันในตลาดส่งออก อุปทานก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศมีแนวโน้มลดลงส่งผลให้ต้องมีการนำเข้า LNG (ก๊าซธรรมชาติเหลว) ซึ่งจะเพิ่มต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2567-2580 (ร่าง Gas Plan 2024) ระบุว่าจากอุปทานทั้งหมด การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในไทยมีแนวโน้มลดลงเหลือเพียง 36% ในปี 2580 จาก 55% ในปี 2567 สวนทางกับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้น โดยราคา LNG สูงกว่าก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าฟอสซิลมีทิศทางเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม สถานการณ์อุปทานก๊าซธรรมชาติในไทยอาจมีการเปลี่ยนแปลง หากมีการเจรจาเกี่ยวกับพื้นที่ทับซ้อนทางทะเลไทย-กัมพูชา (OCA) ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติที่ยังไม่ทราบผลแน่ชัด และต้องใช้ระยะเวลา

โฆษณา

มุ่งมั่นเป็นผู้นำ เชื่อมโยงทุกโครงข่ายระบบคมนาคมขนส่งอย่างยั่งยืน

เศรษฐกิจ-ธุรกิจ

กลุ่มพลังงานหมุนเวียนเติบโตเด่น ขณะที่โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลถูกผลักดันให้เร่งปรับตัวเพื่อผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ

ความต้องการใช้ไฟฟ้าในไทยปี 2568-2571 ยังคงเติบโตตามการเติบโตของเศรษฐกิจ โดยแนวโน้มของการผลิตไฟฟ้านอกระบบทยอยเพิ่มสัดส่วนมากขึ้น ส่วนหนึ่งมาจากการผลิตไฟฟ้าใช้เอง โดยเฉพาะในกลุ่มพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้คาดว่าการใช้ไฟฟ้าทั้งในและนอกระบบการไฟฟ้าจะขยายตัว 2.5%YOY ในปี 2568 และ 3.0% (CAGR) ในปี 2569-2571 จากการส่งเสริม Direct PPA/IPS ที่มากขึ้น ขณะที่ค่าไฟฟ้าปี 2568 คาดว่าจะอยู่ในระดับใกล้เคียงปี 2567 ที่ 4.1-4.2 บาทต่อหน่วย จากนโยบายลดค่าพลังงานของรัฐบาล ส่วนในปี 2569-2571 คาดว่าค่าไฟฟ้าจะทยอยลดลงและต่ำกว่า 4 บาทต่อหน่วยในปี 2571 จากราคาก๊าซธรรมชาติโลกที่ลดลง ทั้งนี้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลจะมีแรงกดดันที่มากขึ้นจากการลดสัดส่วนการผลิตในระยะยาวตามร่างแผน PDP 2567 ซึ่งจะส่งผลต่อการเติบโตของโรงไฟฟ้าในกลุ่มที่ใช้ถ่านหินและก๊าซธรรมชาติที่มีประสิทธิภาพการผลิตต่ำหรือมีการปล่อย GHG สูง และจะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากการนำเชื้อเพลิงสะอาดทดแทนอย่างไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเข้ามาเป็นเชื้อเพลิง การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2568 ในไทยยังมีแนวโน้มเติบโต โดยจะขยายตัวต่อเนื่องที่ 5%YOY และคาดว่าจะเติบโตต่อเนื่องโดยเฉลี่ยที่ 7% (CAGR) ในปี 2569-2571 จากทั้งแผน COD จาก RE ที่ทยอยเข้าระบบราว 700-1,000 MW ต่อปี โดยเฉพาะจากพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม ชีวมวล และขยะชุมชน รวมถึงความต้องการไฟฟ้านอกระบบ (IPS/SPP direct) และ Private PPA ที่หนุนให้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น โดยแนวโน้มในระยะข้างหน้าจนถึงปี 2573 ยังเติบโตต่อเนื่อง จากการประกาศรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนอีก 3,731 MW โดยส่วนใหญ่จะเป็นไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมเป็นหลัก นอกจากนี้ ยังมีแรงหนุนจากแผน PDP 2567 ที่เพิ่มสัดส่วน RE มากกว่า 51% ภายในปี 2580 โดยจะมีกำหนด COD ราว 3,700 MW ภายในปี 2573 และมีมากกว่า 31,000 MW ที่จะทยอย COD ตั้งแต่ 2574-2580 ยิ่งไปกว่านั้น การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั่วโลกก็มีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพาะทวีปเอเชียและออสเตรเลีย อย่างไรก็ตาม ยังมีปัจจัยที่ต้องติดตามจากการที่จะมี Adder กว่า 2,000 MW ที่จะทยอยครบกำหนดมากกว่า 50% ในปี 2567-2568 ซึ่งจะกระทบต่อรายได้ของโรงไฟฟ้า RE ในกลุ่ม Solar และ Wind ที่มีรายได้อิงกับ Adder ความต้องการแผงโซลาร์ยังคงเติบโตได้ดีในปี 2568 แต่ในอัตราที่ชะลอลง และคาดว่าจะชะลอลงต่อเนื่องไปถึงในช่วงปี 2569-2571 เนื่องจากตลาดจีนและตลาดยุโรปที่เป็นสัดส่วนใหญ่ของตลาดมีอัตราเติบโตของความต้องการแผงโซลาร์ที่ชะลอตัวลงจากที่เคยเติบโตสูงในช่วงปี 2562-2566 อย่างไรก็ตาม ความต้องการแผงจะขยายตัวราว 9% ในปี 2568 และกําลังการผลิตที่จะเพิ่มขึ้นยังถือว่าสูงกว่าค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ผ่านมา โดยมีปัจจัยสนับสนุนสำคัญมาจาก 1. ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นตาม Net zero pathway ของหลายประเทศ และ 2. ราคาของแผงโซลาร์และราคาแบตเตอรี่ที่ทยอยลดลงจะหนุนให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ลดลงอยู่ในระดับต่ำ ทั้งนี้ความเสี่ยงที่ต้องจับตาในระยะข้างหน้า คือ สถานการณ์ Oversupply ของแผงโซลาร์ตลอดทั้ง Value chain ซึ่งจะส่งผลต่อแนวโน้มราคาในปี 2568 ที่คาดว่าจะลดลงต่อเนื่อง โดยเฉพาะจาก 1) อุปทานที่ล้นตลาดของแผงโซลาร์โดยเฉพาะในประเทศจีน 2) การแข่งขันของผู้ผลิต Module ที่รุนแรงมากขึ้น และ 3) เทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลงไวจนผู้ผลิตต้องขายสินค้าที่ค้างสต็อกในราคาส่วนลด และคาดการณ์ว่าภาวะนี้จะยังคงมีอยู่ต่อเนื่องไปในปี 2568 นอกจากนี้ ยังต้องติดตามความเสี่ยงจากนโยบายกีดกันทางการค้าที่มากขึ้น โดยเฉพาะสหรัฐฯ และความเสี่ยงของผู้ประกอบการจากการแข่งขันในด้านราคาซึ่งส่งผลให้อัตรากำไรมีแนวโน้มลดลง ESG เป็นประเด็นสำคัญที่เร่งให้ธุรกิจโรงไฟฟ้าถูกผลักดันให้ปรับตัว จากเป้าหมาย Carbon neutrality และ Net zero emission ทั้งในระดับองค์กรและระดับประเทศ ที่กดดันให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินและก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนสูงต้องเร่งศึกษาและนำเทคโนโลยีที่ช่วยลดคาร์บอนมาใช้ เช่น ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ, CCS และเร่งเพิ่มพลังงานหมุนเวียนให้มีสัดส่วนมากขึ้นด้วย ขณะเดียวกัน โรงไฟฟ้าบางชนิดก็เริ่มได้รับผลกระทบจาก Climate change ที่ทำให้การผลิตไฟฟ้าลดลง เช่น การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานน้ำ (Hydro) ที่ลดลงจากสถานการณ์ El Nino เป็นต้น อ่านต่อบทวิเคราะห์ฉบับเต็ม https://www.scbeic.com/th/detail/product/Power-SolarPV-200924 ผู้เขียนบทวิเคราะห์ : จิรวุฒิ อิ่มรัตน์ นักวิเคราะห์อาวุโส ศูนย์วิจัยเศรษฐกิจและธุรกิจ (SCB EIC)