ธุรกิจผลิตไฟฟ้าเติบโตแต่เสี่ยงรายได้ลด

วิจัยกรุงศรีประเมินว่า ในช่วงปี 2567-2570 ความต้องการการใช้ไฟฟ้าของไทยมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 5-6 ต่อปี 

มีปัจจัยหนุน ได้แก่

1. การเติบโตต่อเนื่องของเศรษฐกิจไทย ส่งผลให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยการใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรม จะได้แรงหนุนจากการทยอยฟื้นตัวของภาคการผลิต และการเข้ามาตั้งฐานการผลิตของนักลงทุนต่างชาติในไทย อาทิ กลุ่ม Data center และ Cloud service ซึ่งมีความต้องการใช้ไฟฟ้ามากกว่าสำนักงานทั่วไป 10-50 เท่า รวมถึงอุตสาหกรรมเทคโนโลยีขั้นสูง เช่น ยานยนต์ไฟฟ้าและเซมิคอนดักเตอร์

ขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจจะได้อานิสงส์จากการเติบโตของภาคท่องเที่ยว สำหรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคครัวเรือน จะได้แรงหนุนจากกำลังซื้อที่ทยอยฟื้นตัวอย่างค่อยเป็นค่อยไป มาตรการปรับลดราคาค่าไฟฟ้าจากภาครัฐ และสภาพอากาศที่มีแนวโน้มร้อนขึ้นจากการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศโลก อย่างไรก็ตาม กำลังซื้อของผู้บริโภคบางกลุ่มยังคงเปราะบางจากภาวะหนี้ครัวเรือน จะจำกัดปริมาณการใช้ไฟฟ้าลงระดับหนึ่ง

2. ความคืบหน้าของโครงการก่อสร้างขนาดใหญ่ด้านการคมนาคมของภาครัฐ ทำให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น อาทิ การทยอยเปิดให้บริการรถไฟฟ้าขนส่งมวลชนในกรุงเทพฯและปริมณฑล ได้แก่ MRT สายสีชมพูส่วนต่อขยายซึ่งคาดว่าจะเปิดให้บริการปี 2568 และ SRT สายสีแดงส่วนต่อขยายซึ่งจะเปิดปี 2568-2569 และโครงการก่อสร้างจากภาคเอกชน เช่น นิคมอุตสาหกรรม พื้นที่เชิงพาณิชย์ และการพัฒนาโครงการที่อยู่อาศัย ซึ่งทำให้มีชุมชนเมืองขยายตัวกระจายออกไปในแถบชานเมืองมากขึ้น

3. ภาคขนส่งมีแนวโน้มเปลี่ยนมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้ามากขึ้น โดยเฉพาะการพัฒนารถยนต์ จักรยานยนต์ไฟฟ้า และรถยนต์ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ขนาดใหญ่ ได้แก่ รถโดยสารและรถบรรทุก โดยวิจัยกรุงศรีคาดว่าปริมาณรถยนต์ไฟฟ้า (PHEV+BEV) จดทะเบียนสะสมน่าจะอยู่ในระดับเกือบ 500,000 คันในปี 2570 ตรงนี้จะทำให้การใช้ไฟฟ้าในอนาคตปรับเพิ่มขึ้น 

มีการประมาณการค่าไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของไทยหรือ PDP พบว่า 

-PDP2018 Revision 1 ที่ใช้มาในปี 2561 ค่าไฟอยู่ที่ 3.65 บาทต่อหน่วย

-ส่วนแผน PDP2024  ปี 2568-2570 ที่กำลังประกาศแผนออกมา ค่าไฟเฉลี่ยในแผนนี้อยู่ที่ 3.84 บาทต่อหน่วย แพงขึ้นเล็กน้อยส่วนหนึ่งเป็นผลจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอัตราค่อนข้างสูง มีอัตราเฉลี่ย 3-5 บาทต่อหน่วย  เพื่อจูงใจให้ผู้ประกอบการเข้ามาลงทุนในพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น

ถ้าไปดูพบว่าแผน PDP2024  มีเป้าหมายเปลี่ยนผ่านสู่การใช้พลังงานสะอาดที่เป็นรูปธรรมมากขึ้น โดยเบื้องต้นกำหนดให้กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่อยู่ที่ 77,407 เมกะวัตต์ภายในปี 2580  และเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น ร้อยละ  51 ของไฟฟ้าทั้งหมด จากแผน PDP2018 Rev.1 กำหนดที่ร้อยละ 36 

ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านหินจะลดลงเหลือร้อยละ 41 และร้อยละ  7 จากเดิมร้อยละ  53 และร้อยละ 11 ตามลำดับ ที่เหลืออีก ร้อยละ 1 จะมาจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor) ในช่วงปลายแผน 

ด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak demand) จะอยู่ที่ 54,546 เมกะวัตต์ ทำให้นำไปสู่การเพิ่มกำลังการผลิตและการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ซึ่งรวมถึงโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือโรงไฟฟ้าสีเขียว โดยกลุ่มที่จะได้ประโยชน์ ได้แก่ กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ทั้งแบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน เนื่องจาก แผน PDP2024 กำหนดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ร้อยละ 16 ของปริมาณไฟฟ้าทั้งหมด

 ผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชนของไทยมีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สะท้อนจากปี 2566 ผู้ผลิตภาคเอกชนมีส่วนแบ่งตลาดรวมกันอยู่ที่ ร้อยละ 58.3 ของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมด เพิ่มขึ้นจาก ร้อยละ 48.6 ปี 2555

ขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศหรือ กฟผ.  มีส่วนแบ่งตลาดจากการผลิตและนำเข้าไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านรวมกันร้อยละ 41.7 ลดลงจาก ร้อยละ 51.4 ในปี 2555

ในส่วนของผู้ผลิตภาคเอกชนแบ่งเป็น 

- ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ หรือ IPP มีส่วนแบ่งอยู่ที่ร้อยละ 32.8  กำลังผลิตติดตั้งรวม 18,973.5 เมกะวัตต์ ส่วนใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านหินบีเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในปี 2567 มีจำนวนผู้ประกอบการ 13 ราย เช่น ราช กรุ๊ป /กัลฟ์ /แก่งคอย เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น /ราชบุรีเพาเวอร์ /บีแอลซีพี เพาเวอร์ /บริษัท ผลิตไฟฟ้า / โกลว์ ไอพีพี /โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ /หินกองเพาเวอร์ เก็คโค่-วัน รวม)

-ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ร้อยละ  17.6  ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน น้ำมัน และพลังงานหมุนเวียน ส่วนใหญ่ขายไฟฟ้าให้กับกฟผ. และที่เหลือขายให้โรงงานอุตสาหกรรมในสถานที่ใกล้เคียง จะมีรายใหญ่มาทำธุรกิจนี้ เช่น บี.กริม เพาเวอร์   กัลฟ์ / โรจนะเพาเวอร์ซึ่งเป็นผู้ประกอบการนิคมอุตสาหกรรมที่เข้ามาทำธุรกิจไฟฟ้า

-ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สัดส่วนร้อยละ 7.9 ใช้เชื้อเพลิงจากแหล่งพลังงานหมุนเวียนทั้งหมด ได้แก่ แสงอาทิตย์ ลม พลังน้ำ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ มีทั้งผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง และขายให้กับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ในอัตรารับซื้อภายใต้ระบบ Feed-in Tariff (FiT) ตลอดอายุโครงการโดยอิงตามประเภทเชื้อเพลิง ที่ผ่านมาพบว่าผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์มีสัดส่วนเพิ่มขึ้นมาก รองลงมาจะเป็นกลุ่มผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวล เนื่องจากภาครัฐเปิดรับซื้อเป็นกลุ่มแรก พบว่า VSPP มีส่วนแบ่งตลาดเพิ่มขึ้นเกือบ 3 เท่าจากปี 2555 ซึ่งผลจากภาครัฐเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมากขึ้นตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 

ศูนย์วิจัยกสิกรไทย  มีการประเมินความเสี่ยงของธุรกิจโรงไฟฟ้า พบว่า มีความเสี่ยงมากขึ้นจากต้นทุนเชื้อเพลิงเฉลี่ย เช่น ราคาก๊าซธรรมชาติในตลาดโลกที่เพิ่มขึ้น ทำให้รายได้การขายไฟต่อหน่วยทรงตัว แม้ว่าธุรกิจโรงไฟฟ้ามีทิศทางเติบโตจากความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศที่เพิ่มขึ้นก็ตาม 

ความเสี่ยงของธุรกิจโรงไฟฟ้าในระยะกลางถึงยาว ประกอบด้วย

1.ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567-2580 (ร่าง PDP 2024) มีเป้าหมายในการลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลและเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน โดยกำลังการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลมีแนวโน้มร้อยละ 20  และในระยะยาว การผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงฟอสซิลจะมีทิศทางลดลงได้อีก เพื่อบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero) ในปี 2608

2.ความจำเป็นในการปรับตัวและการเปลี่ยนผ่านสู่ประเภทเชื้อเพลิงใหม่ โดยเฉพาะพลังงานหมุนเวียนเมื่อหมดสัญญากับคู่ค้า แม้โรงไฟฟ้าฟอสซิลโดยมากจะถือสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว แต่แรงกดดันจากกระแสรักษ์โลกและการพัฒนาของเทคโนโลยี ส่งผลให้ธุรกิจจำเป็นต้องมีการปรับตัวสู่พลังงานทางเลือกใหม่ ซึ่งต้องใช้เงินในการลงทุนในการพัฒนาเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงในอนาคต

3.ผู้ประกอบการในนิคมอุตสาหกรรมมีแนวโน้มหันมาใช้ไฟฟ้าสะอาดมากขึ้น เนื่องจาก พ.ร.บ. Climate Change และกฎระเบียบการค้าโลกด้านสิ่งแวดล้อมที่เคร่งครัดมากขึ้น โดยเฉพาะผู้ประกอบการที่มีการส่งออกสินค้าไปยังสหภาพยุโรป ที่มีการใช้มาตรการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (CBAM) ซึ่งทำให้ผู้ผลิตในนิคมอุตสาหกรรมเริ่มหันมาใช้พลังงานหมุนเวียนมากยิ่งขึ้น เพื่อรักษาความสามารถในการแข่งขันในตลาดส่งออก

4.อุปทานก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ต้องมีการนำเข้า LNG (ก๊าซธรรมชาติเหลว) มาผลิตฟ้าเพิ่มขึ้น โดยในร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2567-2580 (ร่าง Gas Plan 2024) ระบุว่าจากอุปทานทั้งหมด การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในไทยมีแนวโน้มลดลงเหลือเพียง ร้อยละ 36 ในปี 2580 จาก ร้อยละ 55 ในปี 2567 สวนทางกับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้น โดยราคา LNG สูงกว่าก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้ามีทิศทางเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม สถานการณ์อุปทานก๊าซธรรมชาติในไทยอาจมีการเปลี่ยนแปลง หากมีการเจรจาเกี่ยวกับพื้นที่ทับซ้อนทางทะเลไทย-กัมพูชา (OCA) ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติ ที่ยังไม่ทราบผลแน่ชัด และต้องใช้ระยะเวลา