ปริมาณการใช้ไฟฟ้าผ่านระบบของการไฟฟ้าฯ ของไทยในปี 2569 จะเติบโตเพียงเล็กน้อยที่ 0.3%YOY ก่อนที่จะเติบโตเร่งขึ้นเฉลี่ยราว 2.9% ต่อปีในช่วงปี 2570 – 2572 ซึ่งสอดคล้องกับอัตราการเติบโตของเศรษฐกิจไทยที่จะเติบโตในระดับต่ำ โดยคาดว่า GDP จะขยายตัวเพียง 1.5% ในปี 2569 และเฉลี่ย 2.3 – 2.5% ต่อปีในช่วง 2570 – 2572 ขณะเดียวกัน
การใช้ไฟฟ้านอกระบบ หรือไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อใช้เองโดยไม่ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าฯ จะเติบโตสูงกว่าชัดเจน โดยคาดว่าในปี 2569 จะเพิ่มขึ้น 2.4% และเฉลี่ย 3.3% ต่อปีในช่วงปี 2570 – 2572 จากความต้องการใช้ไฟฟ้าของภาคอุตสาหกรรม โดยเฉพาะในนิคมอุตสาหกรรมที่หันมาใช้ระบบ SPP Direct (ผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติในพื้นที่นิคมฯ ขายไฟฟ้าโดยตรงให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยใช้สายส่งไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอง) และ IPS – Renewable (ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าใช้เองจากพลังงานแสงอาทิตย์ Solar rooftop หรือพลังงานชีวมวลและก๊าซชีวภาพ) มากขึ้น จากการติดตั้ง Solar rooftop และการทำ Private PPA (ซื้อไฟฟ้าสะอาดโดยตรงจากผู้ผลิตโดยใช้สายส่งไฟฟ้าของตนเองหรือผู้ผลิตไฟฟ้า) ที่เพิ่มขึ้นต่อเนื่อง
ค่าไฟฟ้าโดยเฉลี่ยทั้งปี 2569 คาดว่าจะปรับตัวลดลง มาอยู่ที่ราว 3.93 บาทต่อหน่วย ตามนโยบายลดค่าครองชีพของครม. อนุทิน เนื่องจากต้นทุนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติที่ลดลงเมื่อเทียบกับปี 2568 รวมถึงการใช้ Claw back ที่ได้จากการไฟฟ้าฯ มาชำระคืนหนี้บางส่วนโดยขยายเวลาคืนหนี้ส่วนที่เหลือออกไปก่อน
ส่วนในปี 2570-2572 คาดว่าจะทยอยลดลงมาอยู่ในช่วง 3.7-3.85 บาทต่อหน่วย สอดคล้องกับต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มลดลง จาก
- ต้นทุนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติ (จากแหล่ง JKM ที่ไทยนำเข้า) จะลดลงมาอยู่ที่ 11.3 ดอลลาร์สหรัฐ ต่อ MMBTU ในปี 2569 และคาดว่าจะทยอยลดลงเหลือ 8.7 ดอลลาร์สหรัฐ ต่อ MMBTU ในปี 2572
- ค่าเงินบาทที่คาดว่าจะแข็งค่าที่ราว 31.6 – 32.8 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ ในช่วงปี 2569 – 2572
- สัดส่วนการนำเข้าก๊าซฯ ที่สูงขึ้นจาก 40% ในปี 2569 – 2570 เป็น 50% ในปี 2571-2572 ขณะเดียวกัน การประเมินค่าไฟฟ้าของรัฐ คาดว่าจะยังคงตรึงค่าไฟฟ้าให้อยู่ในระดับต่ำไม่เกินกว่า 3.94 บาทต่อหน่วย โดยคาดว่าจะมีการใช้เงิน Claw back ที่เรียกคืนจากการไฟฟ้าฯ และมีการขยายเวลาชำระหนี้ส่วนหนี้ที่เหลือของ กฟผ. และ ปตท.
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยรวมในไทยในปี 2569 และในช่วงปี 2570-2572 มีแนวโน้มขยายตัว จากแผนติดตั้งโรงไฟฟ้าเพื่อผลิตเข้าระบบไฟฟ้าตามสัญญาในปี 2569 รวม 1,103 MW ซึ่งคิดเป็นมูลค่าการลงทุนรวมไม่ต่ำกว่า 52,000 ล้านบาท ส่วนในระยะกลาง ปี 2570 – 2573 มีแผนผลิตไฟฟ้าตามสัญญาที่จะผลิตราว 1,200 – 1,600 MW ต่อปี ซึ่งคิดเป็นมูลค่าการลงทุนราว 43,000 – 56,000 ล้านบาทต่อปี โดยเฉพาะจากพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมจากรอบการรับซื้อ Big lot1 ที่ 5.2 GW และ lot2 ที่ 2.1 GW
อย่างไรก็ดี ยังมีปัจจัยที่ต้องพิจารณาและติดตามที่ส่งผลกระทบต่อธุรกิจผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน อาทิ การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใหม่และการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ รวมถึงนโยบายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ส่งผลต่อภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจ อาทิ การส่งเสริมโซลาร์รูฟท็อป, Private PPA, Third party access (TPA) และ Direct PPA สำหรับ Data center และไฟฟ้าสะอาดสำหรับธุรกิจอื่นๆ ที่ยังไม่มีความชัดเจนเรื่องกำหนดการของภาครัฐที่จะเปิดให้ใช้ไฟฟ้าสะอาดผ่าน Direct PPA รวมถึงขั้นตอนการสมัคร
นัยต่อผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า 3 ประการ ที่จะสอดรับไปกับการเติบโตของอุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและรับมือกับความท้าทายที่จะเกิดขึ้นในอนาคต ได้แก่
- ส่งเสริมความสามารถในการแข่งขันโดยลดต้นทุนโครงการและเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า เพื่อเตรียมพร้อมนโยบายการปรับลดราคารับซื้อจากภาครัฐในอนาคต อาทิ การขยายความร่วมมือกับ Technology provider สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานลม และระบบกักเก็บพลังงาน
- พัฒนาโครงการหรือมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดที่ตอบโจทย์อุตสาหกรรมแห่งอนาคต เช่น ไฟฟ้าสำหรับ AI & Cloud Data center และอิเล็กทรอนิกส์ เป็นต้น
- ขยายโอกาสทางธุรกิจการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่สามารถรองรับ Third Party Assessment (TPA) และ Direct PPA ได้ในอนาคต โดยเตรียมความพร้อมเรื่องการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใหม่เพื่อให้สามารถเริ่มผลิตไฟฟ้าได้ทันทีหลังจากมีการอนุญาต TPA และ Direct PPA
บทบาทภาครัฐอย่างน้อย 3 ประการ ที่จะช่วยสนับสนุนให้เกิดการใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในประเทศเพื่อให้สามารถบรรลุเป้าหมายการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Net zero) ในปี 2593 (2050) ได้แก่
- เร่งอนุญาต Third Party Assessment (TPA) และ Direct PPA สำหรับธุรกิจทุกประเภทที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาด แบบค่อยเป็นค่อยไปในระยะแรก เช่น เริ่มจากผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ในนิคมอุตสาหกรรมซึ่งเป็นขอบเขตที่สามารถบริหารจัดการได้ เป็นต้น
- จัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) ให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าในประเทศและพัฒนาการด้านเทคโนโลยี ตลอดจนเป้าหมาย Net zero 2593 (2050) ของประเทศโดยมีแนวทาง ดังนี้
- ตรวจสอบความเหมาะสมของสมมุติฐานที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP อย่างสม่ำเสมอ เช่น แนวโน้ม GDP ของประเทศ ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการผลิตไฟฟ้าใช้เองที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น
- กำหนดกรอบสัดส่วนประเภทของโรงไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อเศรษฐกิจและพัฒนาการด้านเทคโนโลยีที่สอดคล้องกับศักยภาพของประเทศ
- จัดทำแผนจากประมาณการ การผลิตไฟฟ้าโดยคำนึงถึงการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าสะอาดในระยะยาวตามเป้าหมาย Net zero ในปี 2593 (2050)
- เร่งส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคอุตสาหกรรมและที่อยู่อาศัยให้ตอบโจทย์ความต้องการของผู้ใช้ เช่น เร่งประกาศราชกิจจาฯ ลดภาษี 200,000 บาทสำหรับส่งสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป และเร่งจัดทำระบบ One-stop service สำหรับการขออนุญาตติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปในภาคอุตสาหกรรม
อ่านบทวิเคราะห์ฉบับออนไลน์ได้ที่: https://www.scbeic.com/th/detail/product/power-sector-141025?utm_source=Influencer&utm_medium=Link&utm_campaign=IndustryInsight_POWERSECTOR_Oct_2025
