ธุรกิจไฟฟ้าไทยเร่งปรับสู่ยุคคาร์บอนต่ำ หนุนพลังงานหมุนเวียนโตต่อเนื่อง

ธุรกิจโรงไฟฟ้าของไทยกำลังเข้าสู่ช่วงของการเปลี่ยนแปลงที่สำคัญ โดยมีแรงผลักดันหลักจากการเติบโตของพลังงานหมุนเวียนและแรงกดดันในการปรับตัวสู่การผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ

ภาพรวมตลาดและความต้องการใช้ไฟฟ้า

คาดการณ์ว่าในปี 2569 ปริมาณการใช้ไฟฟ้าผ่านระบบของการไฟฟ้าฯ ของไทยจะเติบโตเพียงเล็กน้อยที่ 0.3%YOY ก่อนจะเร่งตัวขึ้นเฉลี่ยราว 2.9% ต่อปีในช่วงปี 2570–2572 ซึ่งสอดคล้องกับอัตราการเติบโตของเศรษฐกิจไทยที่คาดว่าจะขยายตัวในระดับต่ำ โดย GDP จะขยายตัวเพียง 1.5% ในปี 2569 และเฉลี่ย 2.3–2.5% ต่อปีในช่วง 2570–2572
 

อย่างไรก็ตาม การใช้ไฟฟ้านอกระบบ หรือไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อใช้เองโดยไม่ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าฯ มีแนวโน้มเติบโตสูงกว่าอย่างชัดเจน

คาดการณ์ว่าในปี 2569 จะเพิ่มขึ้น 2.4% และเติบโตเฉลี่ย 3.3% ต่อปีในช่วงปี 2570–2572 การเติบโตนี้มาจากความต้องการใช้ไฟฟ้าของภาคอุตสาหกรรม

โดยเฉพาะในนิคมอุตสาหกรรมที่หันมาใช้ระบบ SPP Direct (ผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติในนิคมฯ ขายตรงให้ผู้ใช้) และ IPS-Renewable (ผู้ใช้ไฟฟ้าผลิตเองจาก Solar rooftop, ชีวมวล หรือก๊าซชีวภาพ) มากขึ้น

และมีการติดตั้ง Solar rooftop และการทำ Private PPA (ซื้อไฟฟ้าสะอาดโดยตรงจากผู้ผลิตโดยใช้สายส่งของผู้ผลิตเอง) เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง

แนวโน้มค่าไฟฟ้าที่ลดลง

คาดว่าค่าไฟฟ้าโดยเฉลี่ยทั้งปี 2569 จะปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ราว 3.93 บาทต่อหน่วย การปรับลดลงนี้เป็นผลมาจากนโยบายลดค่าครองชีพของ ครม. อนุทิน ประกอบกับต้นทุนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติที่ลดลงเมื่อเทียบกับปี 2568 และการใช้เงิน Claw back จากการไฟฟ้าฯ มาชำระคืนหนี้บางส่วน พร้อมกับการขยายเวลาคืนหนี้ส่วนที่เหลือ

ในช่วงปี 2570-2572 คาดว่าค่าไฟฟ้าจะทยอยลดลงมาอยู่ในช่วง 3.7-3.85 บาทต่อหน่วย ซึ่งสอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ลดลง

โดยเฉพาะต้นทุนนำเข้าก๊าซธรรมชาติ (จากแหล่ง JKM) ที่คาดว่าจะลดลงมาอยู่ที่ 11.3 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU ในปี 2569 และลดลงเหลือ 8.7 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU ในปี 2572 นอกจากนี้ยังมีปัจจัยสนับสนุนอื่น ๆ

เช่น ค่าเงินบาทที่คาดว่าจะแข็งค่าขึ้นราว 31.6-32.8 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐฯ ในช่วงปี 2569-2572 และสัดส่วนการนำเข้าก๊าซฯ ที่จะสูงขึ้นจาก 40% ในปี 2569-2570 เป็น 50% ในปี 2571-2572 ทั้งนี้ การประเมินค่าไฟฟ้าของรัฐยังคงคาดว่าจะตรึงค่าไฟฟ้าให้อยู่ในระดับต่ำไม่เกินกว่า 3.94 บาทต่อหน่วย โดยใช้เงิน Claw back และขยายเวลาชำระหนี้ของ กฟผ. และ ปตท.
 

การเติบโตอย่างโดดเด่นของพลังงานหมุนเวียน

กลุ่มพลังงานหมุนเวียนกำลังเติบโตโดดเด่น ในขณะที่โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลถูกผลักดันให้เร่งปรับตัวเพื่อผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ

การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยรวมในไทยมีแนวโน้มขยายตัวในปี 2569 และในช่วงปี 2570-2572 โดยมีแผนติดตั้งโรงไฟฟ้าเพื่อผลิตเข้าระบบไฟฟ้าตามสัญญาในปี 2569 รวม 1,103 MW

ซึ่งคิดเป็นมูลค่าการลงทุนรวมไม่ต่ำกว่า 52,000 ล้านบาท ในระยะกลาง (ปี 2570-2573) มีแผนผลิตไฟฟ้าตามสัญญาที่จะเพิ่มขึ้นราว 1,200-1,600 MW ต่อปี

คิดเป็นมูลค่าการลงทุนราว 43,000-56,000 ล้านบาทต่อปี โดยเฉพาะอย่างยิ่งจากพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมจากรอบการรับซื้อ Big lot1 (5.2 GW) และ lot2 (2.1 GW)

ผู้ประกอบการในธุรกิจผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนยังต้องติดตามปัจจัยสำคัญที่ส่งผลกระทบ เช่น การรับซื้อไฟฟ้าใหม่ การจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ และนโยบายที่เกี่ยวข้องกับภาคครัวเรือนและธุรกิจ เช่น การส่งเสริมโซลาร์รูฟท็อป, Private PPA, Third party access (TPA) และ Direct PPA สำหรับ Data center และธุรกิจไฟฟ้าสะอาดอื่น ๆ ที่ยังไม่มีความชัดเจนเรื่องกำหนดการและขั้นตอนการสมัครจากภาครัฐ

นัยต่อผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า 3 ประการ

เพื่อรับมือกับความท้าทายในอนาคตและสอดรับกับการเติบโตของอุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ผู้ประกอบการควรพิจารณา 3 แนวทางหลัก:
1. ส่งเสริมความสามารถในการแข่งขัน โดยการลดต้นทุนโครงการและเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า เพื่อเตรียมพร้อมรับนโยบายปรับลดราคารับซื้อจากภาครัฐในอนาคต ตัวอย่างเช่น การขยายความร่วมมือกับ Technology provider สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานลมและระบบกักเก็บพลังงาน

2. พัฒนาโครงการหรือมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาด ที่สามารถตอบโจทย์ความต้องการของอุตสาหกรรมแห่งอนาคต อาทิ ไฟฟ้าสำหรับ AI & Cloud Data center และอิเล็กทรอนิกส์

3. ขยายโอกาสทางธุรกิจการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่สามารถรองรับ Third Party Assessment (TPA) และ Direct PPA ได้ในอนาคต โดยต้องเตรียมความพร้อมในการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใหม่ เพื่อให้สามารถเริ่มผลิตไฟฟ้าได้ทันทีหลังจากที่มีการอนุญาต TPA และ Direct PPA
บทบาทภาครัฐเพื่อบรรลุเป้าหมายคาร์บอนเป็นศูนย์ (Net Zero)
ภาครัฐมีบทบาทสำคัญอย่างน้อย 3 ประการ เพื่อสนับสนุนให้เกิดการใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในประเทศและบรรลุเป้าหมาย Net Zero ในปี 2593 (2050):

1. เร่งอนุญาต Third Party Assessment (TPA) และ Direct PPA สำหรับธุรกิจทุกประเภทที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาด ควรเริ่มดำเนินการแบบค่อยเป็นค่อยไปในระยะแรก เช่น เริ่มจากผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมซึ่งเป็นขอบเขตที่บริหารจัดการได้

2. จัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) ให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าในประเทศ พัฒนาการด้านเทคโนโลยี และเป้าหมาย Net zero 2593 (2050) แนวทางในการจัดทำแผน PDP ควรรวมถึง:

    ◦ ตรวจสอบความเหมาะสมของสมมุติฐาน ที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP อย่างสม่ำเสมอ เช่น แนวโน้ม GDP ของประเทศ ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการผลิตไฟฟ้าใช้เองที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น

    ◦ กำหนดกรอบสัดส่วนประเภทของโรงไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อเศรษฐกิจและพัฒนาการด้านเทคโนโลยีที่สอดคล้องกับศักยภาพของประเทศ

    ◦ จัดทำแผนจากประมาณการการผลิตไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าสะอาดในระยะยาวตามเป้าหมาย Net zero ในปี 2593 (2050)

3. เร่งส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าใช้เอง ในภาคอุตสาหกรรมและที่อยู่อาศัยให้ตอบโจทย์ความต้องการของผู้ใช้ ตัวอย่างเช่น เร่งประกาศราชกิจจาฯ ลดภาษี 200,000 บาทสำหรับส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป และเร่งจัดทำระบบ One-stop service สำหรับการขออนุญาตติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปในภาคอุตสาหกรรม