Downloaded 13 times
More Related Content
Similar to ธุรกิจโรงไฟฟ้าปี 2026 กลุ่มพลังงานหมุนเวียนเติบโตเด่น ขณะที่โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลถูกผลักดันให้เร่งปรับตัวเพื่อผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ
ธุรกิจโรงไฟฟ้าปี 2026 กลุ่มพลังงานหมุนเวียนเติบโตเด่น ขณะที่โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลถูกผลักดันให้เร่งปรับตัวเพื่อผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ
- 1. 1 Power ธุรกิจโรงไฟฟ้าในไทยปี 2026-2029 คาดว่าเติบโตสอดรับไปกับความ ต้องการใช้ไฟฟ้าตามภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวในปี2026 และทยอยฟื้นตัว อย่างค่อยเป็นค่อยไปในระยะกลาง ขณะที่ไฟฟ้าสะอาด โดยเฉพาะกลุ่ม โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก Solar และ Wind มีกาหนดการผลิต เข้าระบบการไฟฟ้าฯ ต่อเนื่องทุกปี อย่างไรก็ดี ต้องติดตามนโยบาย การรับซื้อไฟฟ้าใหม่ที่จะขยายเวลาออกไปก่อนและนโยบายการปรับ ราคารับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ SCB EIC Industry insight October 2025
- 2. 2 SCB EIC Industryinsight : Power The information contained in this report has been obtained from sources believed to be reliable. However, neither we nor any of our respective affiliates, employees or representatives make any representation or warranty, express or implied, as to the accuracy or completeness of any of the information contained in this report, and we and our respective affiliates, employees or representatives expressly disclaim any and all liability relating to or resulting from the use of this report or such information by the recipient or other persons in whatever manner. Any opinions presented herein represent our subjective views and our current estimates and judgments based on various assumptions that may be subject to change without notice, and may not prove to be correct. This report is for the recipient’s information only. It does not represent or constitute any advice, offer, recommendation, or solicitation by us and should not be relied upon as such. We, or any of our associates, may also have an interest in the companies mentioned here in. Contents Executive summary หน้า 03 เศรษฐกิจโตต่ำ จะกระทบควำม ต้องกำรใช้ไฟฟ้ำเพียงใด? หน้า 05 รำคำพลังงำนโลกลดลง จะส่งผลให้ค่ำไฟฟ้ำไทยลดลง แค่ไหน? หน้า 09 หน้า 13 หน้า 27 นโยบำยพลังงำนหมุนเวียน คืบหน้ำแค่ไหน และจะมีผลต่อ ผู้ประกอบกำรอย่ำงไร? โรงไฟฟ้ำจำกฟอสซิลยังโตต่อ หรือชะลอ? ท่ำมกลำงแรง กดดันของเป้ำหมำยกำรลด คำร์บอน 34 หน้า รูปแบบและควำมคืบหน้ำ กำรซื้อขำยไฟฟ้ำพลังงำนสะอำด ในรูปแบบ Private PPA / Direct PPA / UGT มติ กพช. ที่เกี่ยวกับกำรรับซื้อ ไฟฟ้ำพลังงำนหมุนเวียนส่งผลต่อ ธุรกิจโรงไฟฟ้ำอย่ำงไร หน้า 23 Key takeaways : นัยต่อ ผู้ประกอบกำรโรงไฟฟ้ำและบทบำท ภำครัฐเพื่อตอบโจทย์ควำมต้องกำร ไฟฟ้ำสะอำดของประเทศ 42 หน้า
- 3. 3 SCB EIC Industryinsight : Power ปริมาณการใช้ไฟฟ้าผ่านระบบของการไฟฟ้าฯ ของไทยในปี 2026 จะเติบโตเพียงเล็กน้อยที่ 0.3%YOY ก่อนที่จะเติบโตเร่งขึ้นเฉลี่ยราว 2.9% ต่อปีในช่วงปี 2027–2029 ซึ่งสอดคล้องกับ อัตราการเติบโตของเศรษฐกิจไทยที่จะเติบโตในระดับต่า โดยคาดว่า GDP จะขยายตัวเพียง 1.5% ในปี 2026 และเฉลี่ย 2.3–2.5% ต่อปีในช่วง 2027–2029 ขณะเดียวกัน การใช้ไฟฟ้า นอกระบบ หรือไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อใช้เองโดยไม่ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าฯ จะเติบโตสูงกว่าชัดเจน โดยคาดว่าในปี 2026 จะเพิ่มขึ้น 2.4% และเฉลี่ย 3.3% ต่อปีในช่วงปี 2027–2029 จากความ ต้องการใช้ไฟฟ้าของภาคอุตสาหกรรม โดยเฉพาะในนิคมอุตสาหกรรมที่หันมาใช้ระบบ SPP Direct (ผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติในพื้นที่นิคมฯขายไฟฟ้าโดยตรงให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยใช้สายส่ง ไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอง) และ IPS-Renewable (ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าใช้เองจากพลังงานแสงอาทิตย์ Solar rooftop หรือพลังงานชีวมวลและก๊าซชีวภาพ) มากขึ้น จากการติดตั้ง Solar rooftop และการทา Private PPA (ซื้อไฟฟ้าสะอาดโดยตรงจากผู้ผลิตโดยใช้สายส่งไฟฟ้าของตนเองหรือผู้ผลิตไฟฟ้า) ที่เพิ่มขึ้นต่อเนื่อง Executive summary การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยรวมในไทยในปี 2026 และระยะกลางมีแนวโน้มขยายตัว เนื่องจากยังมีแผนติดตั้งโรงไฟฟ้าเพื่อผลิตเข้าระบบไฟฟ้าตามสัญญาในปี 2026 รวม 1,103 MW ซึ่งคิดเป็นมูลค่าการลงทุนรวมไม่ต่ากว่า 52,000 ล้านบาท ส่วนในระยะกลาง ปี 2027-2030 มีแผนผลิตไฟฟ้าตามสัญญาที่จะผลิตราว 1,200-1,600 MW ต่อปี ซึ่งคิดเป็นมูลค่า การลงทุนราว 43,000-56,000 ล้านบาทต่อปี โดยเฉพาะจากพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมจากรอบการรับซื้อ Big lot1 ที่ 5.2 GW และ lot2 ที่ 2.1 GW อย่างไรก็ดี ยังมีปัจจัยที่ต้อง พิจารณาและติดตามที่ส่งผลกระทบต่อธุรกิจผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน อาทิ การชะลอรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใหม่และการจัดทาแผน PDP ฉบับใหม่ รวมถึงนโยบายไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนที่ส่งผลต่อภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจ อาทิ การส่งเสริมโซลาร์รูฟท็อป, Private PPA, Third Party Access (TPA) และ Direct PPA สาหรับ Data center และไฟฟ้า สะอาดสาหรับธุรกิจอื่น ๆ ที่ยังไม่มีความชัดเจนเรื่องกาหนดการของภาครัฐที่จะเปิดให้ใช้ไฟฟ้าสะอาดผ่าน Direct PPA รวมถึงขั้นตอนการสมัคร ค่าไฟฟ้าโดยเฉลี่ยทั้งปี 2026 มีแนวโน้มปรับตัวลดลง 2.2%YOY มาอยู่ที่ราว 3.93 บาทต่อหน่วย แต่ค่าไฟฟ้าในงวดเดือน ม.ค.-เม.ย. 2026 คาดว่าจะอยู่ที่ 3.9 บาทต่อหน่วย จากนโยบาย ลดค่าครองชีพเร่งด่วนของครม. อนุทิน โดยการใช้ Claw back ที่ได้จากการไฟฟ้าฯ มาชาระคืนหนี้และขยายเวลาคืนหนี้ส่วนที่เหลือออกไปก่อน และในปี 2027-2029 จะทยอยลดลงมาอยู่ ในช่วง 3.7-3.85 บาทต่อหน่วย สอดคล้องกับต้นทุนก๊าซธรรมชาติป้อนโรงไฟฟ้าที่มีแนวโน้มลดลงจาก 1) ต้นทุนการนาเข้าก๊าซธรรมชาติ (จากแหล่ง JKM ที่ไทยนาเข้า) จะลดลงมาอยู่ที่ 11.3 ดอลลาร์สหรัฐ ต่อ MMBTU ในปี 2026 และคาดว่าจะทยอยลดลงเหลือ 8.7 ดอลลาร์สหรัฐ ต่อ MMBTU ในปี 2029 2) ค่าเงินบาทที่คาดว่าจะแข็งค่าที่ราว 31.6-32.8 บาทต่อ ดอลลาร์สหรัฐ ในช่วงปี 2026-2029 และ 3) สัดส่วนการนาเข้าก๊าซฯ ที่สูงขึ้นจาก 40% ในปี 2026-2027 เป็น 50% ในปี 2028-2029 ขณะเดียวกัน การประเมินค่าไฟฟ้าของรัฐ คาดว่าจะยังคง ตรึงค่าไฟฟ้าให้อยู่ในระดับต่าไม่เกินกว่า 3.94 บาทต่อหน่วย โดยคาดว่าจะมีการใช้เงิน Claw back ที่เรียกคืนจากการไฟฟ้าฯ และมีการขยายเวลาชาระหนี้ส่วนหนี้ที่เหลือของ กฟผ. และปตท.
- 4. 4 SCB EIC Industryinsight : Power 134,583 135,016 138,687 135,390 134,304 0 50,000 100,000 150,000 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F +0.3% -1.6% ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติช่วงปี 2025-2029 หน่วย : GWh • ธุรกิจผลิตไฟฟ้าในปี 2026 มีแนวโน้มเติบโตจากแผนผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนที่กาหนดผลิตเข้าระบบการไฟฟ้ารวมราว 1,103 MW จากการประมูล Biglot1 (5.2GW) และ lot2/1 (2.1GW) โดยคิดเป็น มูลค่าการลงทุนรวมไม่ต่ากว่า 52,000 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วยโรงไฟฟ้า พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่ พลังงานลม พลังงานขยะ พลังงานชีวมวลและก๊าซชีวภาพ • ในระยะกลางช่วงปี 2027-2029 ธุรกิจผลิตไฟฟ้าจะยังเติบโตต่อเนื่อง ทั้งการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและจากก๊าซธรรมชาติ โดยโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีกาหนดผลิตเข้าระบบการไฟฟ้า รวมราว 1,300-1,600MW ต่อปี จากการประมูล Biglot1 และ lot2/1 คิดเป็น มูลค่าการลงทุนราว 43,000-56,000 ล้านบาทต่อปี ประกอบด้วยโรงไฟฟ้า พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่และพลังงานลม ขณะที่โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติมีแผนผลิตเข้าระบบจานวน 540MW ในปี 2027 ปัจจัยที่ต้องติดตามซึ่งอาจกระทบต่อธุรกิจโรงไฟฟ้าในระยะข้างหน้า • แผน PDP ฉบับใหม่ที่จะขยายเวลาออกไป เพื่อพิจารณารายละเอียด กาลังการผลิตใหม่ • การชะลอรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรอบ 2/2 (1,488.5 MW) • นโยบายการปรับลดราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ Lot2/1 (1,580 MW) ที่จะกระทบต่อรายได้ของผู้ผลิตไฟฟ้า • นโยบาย Direct PPA และ TPA ที่ยังไม่ชัดเจน ซึ่งหากเริ่มใช้ได้แล้ว จะทาให้ความต้องการไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น ภำพรวมภำวะธุรกิจ ภำพรวมภำวะธุรกิจโรงไฟฟ้ำปี 2026 มีแนวโน้มเติบโตจำกแผนกำรผลิตไฟฟ้ำพลังงำนหมุนเวียนใหม่รวม 1,103MW และระยะกลำงปี 2027-2029 ยังเติบโตต่อเนื่องจำกแผนกำรผลิตไฟฟ้ำจำกพลังงำนแสงอำทิตย์และพลังลมที่มำกขึ้น ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team Summary 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 58% 16% 14% 12% 2025E 58% 15% 14% 13% 2026F 58% 15% 14% 13% 2027F 55% 14% 13% 18% 2028F 53% 13% 13% 21% 2029F 232,040 232,786 239,115 246,164 253,403 Natural gas Imported Others RE (Included Domestic Hydro) สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งต่าง ๆ ช่วงปี 2025-2029 หน่วย : GWh *ไม่รวมกาลังการผลิตจาก Solar rooftop และโรงไฟฟ้าพลังงานน้าจากลาวที่มีแผนผลิตเข้าระบบปี 2030 โดย Lot2/1 จะมีโรงไฟฟ้าพลังงานลมที่จะเริ่ม COD ในปี 2028 แต่พลังงานแสงอาทิตย์คาดว่าจะขยับ COD ไปที่ปี 2027 292 292 877 1,133 629 641 121 253 540 258 528 467 90 220 376 226 157 183 138 126 75 0 500 1,000 1,500 2,000 1 32 2025E 2026F 46 2027F 2028F 2029F 2030F 535 1,103 1,839 1,617 1,314 1,291 Solar Solar + BESS Wind Biomass Biogas Waste Natural gas กาลังการผลิตไฟฟ้าตามกาหนด COD ของระบบการไฟฟ้า ปี 2025-2030 หน่วย : MW
- 5.
- 6. 6 SCB EIC Industryinsight : Power ภำคอุตสำหกรรมและภำคธุรกิจเป็นผู้ใช้ไฟฟ้ำหลักในไทย โดยควำมต้องกำรไฟฟ้ำในสองภำคส่วนดังกล่ำวจะขึ้นอยู่ กับกำรขยำยตัวของเศรษฐกิจเป็นหลัก 8.8 1.5 2.6 3.6 4.5 1.4 2.7 1.8 3.5 3.3 5.2 7.2 3.1 4.2 4.2 2.1 2.5 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2.7 1.0 3.4 1.2 -3.2 -6.1 1.6 2.6 2.0 อัตราการเติบโตของความต้องการใช้ไฟฟ้าในระบบและอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) หน่วย : %YOY หมายเหตุ : (1) รวมอุตสาหกรรมการทาเหมืองแร่ และเหมืองหิน (2) รวมส่วนราชการ องค์กรที่ไม่แสวงหากาไร และไฟสาธารณะ และ (3) การใช้พลังงานไฟฟ้าชั่วคราว ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ EPPO และสานักงานสถิติแห่งชาติ อัตราการขยายตัวของการใช้ไฟฟ้าจากระบบการไฟฟ้าฯ* อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจไทย การใช้พลังงานไฟฟ้า จาแนกตามสาขาเศรษฐกิจปี 2024 หน่วย : % 41.1% 29.0% 24.8% 4.8% อุตสาหกรรม(1) บ้านอยู่อาศัย ธุรกิจ(2) อื่นๆ(3) 0.2% เกษตรกรรม 214,370 GWh Power-Demand * ปริมาณการใช้ไฟฟ้าในระบบการไฟฟ้าฯ โดยไม่รวม Free of charge (ปริมาณไฟฟ้าส่วนเกินที่อยู่ในระบบไฟฟ้าฯ จากการ Balance แรงดันไฟฟ้าและปริมาณไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบไฟฟ้าฯ ที่ไม่มีผู้ใช้) สัดส่วนการใช้ไฟฟ้าในไทยส่วนใหญ่จะมาจากภาคอุตสาหกรรมเป็นหลัก แต่ในช่วง 1-2 ปีที่ผ่านมาสัดส่วนการใช้ ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมมีแนวโน้มต่าลง โดยในปี 2024 สัดส่วนลดลงมาอยู่ที่ 41% เทียบกับค่าเฉลี่ยในอดีตในช่วงปี 2015-2023 ที่อยู่ที่ราว 46% สะท้อนถึงกิจกรรมการผลิตที่ชะลอตัวลงตามภาวะเศรษฐกิจ ขณะที่การใช้ไฟฟ้าสาหรับ ที่อยู่อาศัยปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ราว 29% จากค่าเฉลี่ยในอดีตที่ราว 26% ในช่วงปี 2015-2023 ปริมาณการใช้ไฟฟ้าผ่านระบบของการไฟฟ้าฯ ของไทยในปี 2026 จะเติบโตเพียงเล็กน้อยที่ 0.3%YOY ก่อนที่ จะเติบโตเร่งขึ้น เฉลี่ยราว 2.9% ต่อปีในช่วงปี 2027–2029 สอดคล้องกับการเติบโตของเศรษฐกิจไทยที่จะเติบโต ในระดับต่า โดยคาดว่า GDP จะขยายตัวเพียง 1.5% ในปี 2026 และเฉลี่ย 2.3–2.5% ต่อปีในช่วง 2027–2029
- 7. 7 SCB EIC Industryinsight : Power SCB EIC คำดว่ำกำรใช้ไฟฟ้ำในระบบในปี 2026 จะขยำยตัวเล็กน้อย 0.3%YOY ชะลอลงตำมกำรชะลอตัวของเศรษฐกิจ ไทย ส่วนในปี 2027-2029 คำดว่ำจะเติบโตเฉลี่ยรำว 2.9%YOY ตำมภำวะเศรษฐกิจที่ฟื้นตัวอย่ำงค่อยเป็นค่อยไป ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และ EPPO 127,469 121,840 7M-2024 7M-2025 -4.4% ปริมาณการใช้ไฟฟ้าช่วงเดือน ก.ค. 2024 และ ก.ค. 2025 หน่วย : GWh การใช้ไฟฟ้าในระบบการไฟฟ้า (EGAT, MEA และ PEA) ปี 2021-2029 (คาดการณ์ 2025-2029) หน่วย : GWh 190,468 197,256 203,923 214,370 211,308 211,987 217,750 224,169 230,762 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 2021 2022 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F +5.1% -1.4% +0.3% +2.9% 2.5 1.8 1.5 2.3 2.5 2.5 0 1 2 3 2024 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F SCB EIC ประมาณการ GDP Growth ช่วงปี 2024-2029 (ประมาณการปี 2025-2029) หน่วย : %YOY ปริมาณการใช้ไฟฟ้ารวม 7 เดือนที่ผ่านมาของปี 2025 ลดลงจากปี 2024 ราว 4.4%YOY ซึ่งหดตัวจากการปรับ ฐานของปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่เคยขยายตัวสูงในปี 2024 โดยเป็นผลจากการใช้ไฟฟ้าในครัวเรือน ภาค ธุรกิจและอุตสาหกรรมที่ลดลง จากกิจกรรมการผลิต สินค้าที่ลดลงเมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า (ฐานสูง) รวมถึง การใช้ไฟฟ้าในธุรกิจบริการที่ชะลอตัว ความต้องการไฟฟ้าในระบบการไฟฟ้าฯ ปี 2026 คาดว่าจะกลับมาขยายตัวเล็กน้อยราว 0.3%YOY จากในปี 2025 ที่หดตัวราว 1.4%YOY จากการใช้ไฟฟ้าในภาคการผลิตและภาคบริการที่ชะลอตัว ประกอบกับเป็นการลดลงจากฐานของการใช้ไฟฟ้าในปี 2024 ที่สูง ทั้งนี้ในปี 2026 ความต้องการไฟฟ้า คาดว่าจะกลับมาขยายตัวต่าตามภาวะเศรษฐกิจที่ยังเติบโตได้อย่างช้า ๆ ที่ 1.5%YOY แนวโน้มปี 2027-2029 ความต้องการไฟฟ้าคาดว่าจะกลับมาเติบโตเฉลี่ย 2.9%YOY (CAGR) สอดคล้องกับ GDP ที่คาดว่าจะกลับมาขยายตัวที่ราว 2.3% ในปี 2027 และ 2.5% ในปี 2028-2029 Power-Demand
- 8. 8 SCB EIC Industryinsight : Power กำรใช้ไฟฟ้ำนอกระบบปี 2026 มีแนวโน้มเติบโต 2.4%YOY จำกปี 2025 ที่ชะลอลง 0.4%YOY โดยในช่วงปี 2026-2029 คำดว่ำจะมีแนวโน้มเติบโตเฉลี่ยรำว 3.3%YOY ปริมาณการใช้ไฟฟ้านอกระบบ (IPS + SPP Direct) ปี 2023-2029 (คาดการณ์ 2025-2029) หน่วย : GWh 26,592 27,830 27,715 28,369 29,572 30,556 31,576 0 10,000 20,000 30,000 40,000 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F +4.7% -0.4% +2.4% 3.3% ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และ EPPO 14,577 14,414 14,198 14,241 14,625 15,049 15,486 0 10,000 20,000 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F -1.1% -1.5% +0.3% 2.9% (1) คาดการณ์ปริมาณการติดตั้ง Solar rooftop ที่เพิ่มขึ้นในปี 2025-2029 อ้างอิงอัตราการเติบโตของ Solar rooftop จากศึกษาของ กกพ. และประมาณการจากรัฐของนโยบายลดหย่อยภาษีการติดตั้ง Solar rooftop ปริมาณการใช้ไฟฟ้า SPP Direct ปี 2023-2029 (คาดการณ์ 2025-2029) หน่วย : GWh ปริมาณการใช้ไฟฟ้า IPS Renewable และ Non-Renewable(1) ปี 2023-2029 (คาดการณ์ 2025-2029) หน่วย : GWh 4,188 4,648 4,881 5,466 6,051 6,353 6,671 7,827 8,768 8,636 8,662 8,896 9,154 9,419 0 5,000 10,000 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F +12.0% +5.0% -1.5% +0.3% 5.0% 2.9% IPS (Renewable) IPS (Non-Renewable) ความต้องการไฟฟ้านอกระบบปี 2026 คาดว่าจะกลับมาขยายตัวราว 2.4%YOY จากความต้องการไฟฟ้าในรูปแบบ ต่าง ๆ เช่น SPP direct (ผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติในพื้นที่นิคมฯ ขายไฟฟ้าโดยตรงให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยใช้สายส่ง ไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอง) และ IPS หรือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าใช้เอง เช่น Solar rooftop และ Private PPA (ซื้อไฟสะอาดโดยตรงจากผู้ผลิต) ปี 2027-2029 ความต้องการไฟฟ้านอกระบบคาดว่าจะมีแนวโน้มเติบโตต่อเนื่องที่ราว 3.3% (CAGR) จากความ ต้องการไฟฟ้าทั้ง SPP direct และ IPS สอดคล้องกับการขยายตัวของ GDP ที่คาดว่าจะเติบโตราว 2.3-2.5% จาก ความต้องการใช้ไฟฟ้าในกลุ่มอุตสาหกรรมในนิคมอุตสาหกรรมและการใช้ไฟฟ้าจาก Solar rooftop และ Private PPA (ซื้อไฟสะอาดโดยตรงจากผู้ผลิต) ที่เติบโตเพื่อลดการปล่อยคาร์บอนในองค์กร Power-Demand
- 9.
- 10. 10 SCB EIC Industryinsight : Power 34.1 12.0 12.7 11.3 10.0 9.1 8.7 0 5 10 15 20 25 30 35 รำคำก๊ำซฯ ที่ไทยนำเข้ำ (JKM) ในปี 2026 มีแนวโน้มปรับตัวลดลง 11.6%YOY และลดลง 7% (CAGR) ช่วงปี 2027- 2029 เนื่องจำกตลำดก๊ำซธรรมชำติโลกมีแนวโน้มเผชิญกับภำวะ Excess supply ช่วงปี 2026-2029 Power-ค่าไฟฟ้า 474 503 530 555 475 512 547 585 300 350 400 450 500 550 600 2020 2021 2022 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F Supply Demand ตลาดก๊าซธรรมชาติโลกในช่วงปี 2026-2029 อยู่ในช่วงสภาวะ Excess supply จากความต้องการ ก๊าซฯ ที่มีแนวโน้มเติบโตต่าลงกว่าช่วงก่อนหน้า ขณะที่ฝั่งอุปทานยังมีแผนผลิตจากโครงการใหม่ เพิ่มขึ้นต่อเนื่องและเกินกว่าความต้องการของตลาด ราคาก๊าซธรรมชาติในตลาด JKM ปี 2020-2029 หน่วย : ดอลลาร์สหรัฐ/MMBTU 4.2 2020 17.9 2021 2022 14.4 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F -11.6% -7% ปริมาณสมดุล (Demand-supply balance) ก๊าซธรรมชาติปี 2020-2029 หน่วย : ล้านตัน JKM JKM Forecast ราคาก๊าซธรรมชาติ (JKM) ที่ไทยนาเข้ามาใช้ในประเทศในช่วงปี 2026 คาดว่าจะมีแนวโน้มลดลง 11.6% YOY และลดลง 7% (CAGR) ช่วงปี 2027-2029 จากสภาวะตลาดที่เกิด Excess supply ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ Bloomberg
- 11. 11 SCB EIC Industryinsight : Power รำคำนำเข้ำก๊ำซธรรมชำติที่ลดลง จะทำให้รำคำก๊ำซธรรมชำติรวมในไทยปรับตัวลดลงตำม คำดว่ำในปี 2026 รำคำ Pool gas จะปรับตัวลดลง 11.5%YOY แต่ยังต้องติดตำมนโยบำยกำรปรับกลไก Pool gas ที่ทำให้รำคำลดลง Power-ค่าไฟฟ้า 304 319 282 269 255 250 200 250 300 350 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F -11.5% -3.7% ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, World Bank และทีมเศรษฐกิจมหภาค SCB EIC 0% 50% 100% 40 10 50 2024 40 10 50 2025E 40 10 50 2026F 40 10 50 2027F 50 10 40 2028F 50 10 40 2029F นาเข้า เมียนมา อ่าวไทย ต้นทุนก๊าซธรรมชาติในไทย (Pool gas) เฉลี่ยทั้งปี 2026 คาดว่าจะอยู่ที่ ราว 282 THB/MMBTU ลดลงจากปีก่อนหน้าที่เฉลี่ย 319 THB/MMBTU จากราคาก๊าซธรรมชาตินาเข้า (JKM) ที่ลดลงประกอบกับ อัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าช่วยให้ราคา Pool gas ลดลงได้ ปี 2027-2029 : ราคา Pool gas มีแนวโน้มลดลงจากราคาก๊าซฯ นาเข้าที่ลดลง ประกอบกับค่าเงินบาท ที่คาดว่าจะแข็งค่ากว่าในช่วงปี 2026 รวมถึงสัดส่วนการนาเข้าที่มากขึ้นจาก 40% เป็น 50% ในช่วงปี 2028- 2029 ตามแผนการจัดหาก๊าซฯ ของไทยปี 2024 หรือ (ร่าง) Gas plan 2024 ประเด็นที่ต้องติดตาม นโยบายพลังงานเกี่ยวกับการปรับกลไก Pool gas เป็นประเด็นติดตามต่อเนื่องในการประชุม กพช. โดยจะเป็นการกาหนดแนวทางในการปรับสัดส่วนก๊าซฯ โดยให้นาก๊าซฯ จากแหล่งอ่าวไทย (ถูกที่สุด) และแหล่งเมียนมาป้อนให้กับ Pool gas สาหรับโรงไฟฟ้าก่อน แล้วถึงนาส่วนของ LNG ที่นาเข้ามาเพิ่ม ให้ครบตามความต้องการใช้เข้ามาเพิ่ม สัดส่วนก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่าง ๆ ใน Pool gas หน่วย : % ราคาก๊าซธรรมชาติในไทย (Pool gas) ปี 2024-2029 (SCB EIC ประมาณการปี 2025-2029) หน่วย : บาท/MMBTU อัตราแลกเปลี่ยน (World bank คาดการณ์ปี 2026-2029) หน่วย : บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ 35.3 34.3 32.3 32.8 31.6 31.6 30 35 40 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F
- 12. 12 SCB EIC Industryinsight : Power ต้นทุนหลักคือก๊ำซธรรมชำติจะปรับลดลงอย่ำงมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ค่ำไฟฟ้ำเฉลี่ยในปี 2026 คำดว่ำจะปรับตัว ลดลงมำอยู่ที่ 3.93 บำทต่อหน่วย หรือลดลง 2.2%YOY เนื่องจำกภำครัฐมีภำระหนี้คงค้ำงจำกกำรตรึงรำคำค่ำไฟ ที่ต้องทยอยคืนให้กับ กฟผ. และ ปตท. Power-ค่าไฟฟ้า 3.64 3.60 4.16 4.61 4.18 4.02 3.93 3.85 3.70 3.70 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 2020 2021 2022 2023 2024 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F -2.2% -1.9% ค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเฉลี่ยปี 2024-2029 (SCB EIC ประมาณการปี 2026-2029) หน่วย : บาท/หน่วย ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, World Bank และ PDP 2024 ปี Ft ขายปลีก(เฉลี่ยทั้งปี) (บาทต่อหน่วย) 2024 0.397 2025 0.240 2026F 0.137 2027F 0.064 2028F -0.082 2029F -0.082 4.18 4.03 3.93 3.85 3.70 3.70 5.84 5.43 5.02 4.85 4.59 4.27 2 3 4 5 6 2024 2025 2026F 2027F 2028F 2029F ค่าไฟฟ้าต่อหน่วยขายปลีกกรณีต้นทุนจริงและกรณีทยอยคืน AF ปี 2024-2029 หน่วย : บาท/หน่วย ค่าไฟฟ้า กรณีคง AF และค่อย ๆ ทยอยคืน ค่าไฟฟ้าตามต้นทุนจริง กรณีคืน AF หมดในงวดเดียว 110,312 71,250 76,724 76,718 69,420 44,330 0 50,000 100,000 150,000 2024 2025 2026F 2027F 2028F 2029F ภาระหนี้คงค้างของ กฟผ. และ ปตท. กรณีประเมินค่าไฟฟ้าแบบทยอยคืน AF ปี 2024-2029 หน่วย : ล้านบาท ค่าไฟฟ้า Ft ขายปลีกเฉลี่ยทั้งปี ปี 2024-2029 (SCB EIC ประมาณการ ปี 2026-2029) ค่าไฟฟ้าโดยเฉลี่ยทั้งปี 2026 เท่ากับ 3.92 บาทต่อหน่วย จากค่าไฟฟ้าเดือน ม.ค.- เม.ย. 2026 ที่คาดว่าจะลดลงเหลือ 3.9 บาทต่อหน่วยจากมาตรการลดค่าครองชีพ ของ ครม.อนุทิน และในช่วงที่เหลือของปี เท่ากับ 3.94 บาทต่อหน่วย
- 13.
- 14. 14 SCB EIC Industryinsight : Power ช่วงที่ผ่ำนมำปริมำณกำรผลิตไฟฟ้ำยังมำจำกเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นส่วนใหญ่ จำกก๊ำซธรรมชำติ 58% และจำกถ่ำนหิน 14% เป็นหลัก ขณะที่สัดส่วนกำรผลิตไฟฟ้ำจำกพลังงำนหมุนเวียนในปี 2026-2029 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่ำงต่อเนื่อง 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 2% 14% 10% 2020 54% 17% 2% 16% 10% 2021 53% 16% 3% 16% 10% 2022 58% 55% 3% 15% 10% 2023 58% 14% 3% 15% 10% 2024 18% 206,023 209,717 215,838 223,283 235,512 14% +3.4% ปริมาณการผลิตไฟฟ้าชนิดต่าง ๆ ช่วงปี 2020-2024 หน่วย : GWh Natural Gas Coal & Lignite Oil Hydro Imported Renewable Energy ปริมาณการผลิตไฟฟ้าและสัดส่วนไฟฟ้าจากแหล่งต่าง ๆ ในระบบช่วงปี 2025-2029 หน่วย : GWh ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และทีมเศรษฐกิจมหภาค SCB EIC ปริมาณการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2026-2029 คาดว่าจะเติบเพิ่มขึ้นจากปริมาณความต้องการ ไฟฟ้าที่สูงขึ้นเมื่อเทียบกับปี 2025 รวมถึงคาดว่าปริมาณการผลิตไฟฟ้าส่วนเกิน (Surplus) จะอยู่ที่ราว 10% จากปริมาณการใช้ไฟฟ้าในแต่ละปี โดยปริมาณไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นมีทั้งที่ผลิตจาก โรงไฟฟ้าเดิมและจากกาหนดการผลิตไฟฟ้าใหม่ของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติและส่วนใหญ่เป็น พลังงานหมุนเวียนที่ทยอยผลิตเข้าระบบตลอดช่วงปี 2026-2029 Power-Supply 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 58% 15% 14% 13% 2026F 58% 15% 14% 13% 2027F 55% 14% 13% 58% 2028F 53% 13% 13% 21% 2029F 16% 14% 12% 2025E 232,040 232,786 239,115 246,164 253,403 18% 0.3% 2.9% Natural gas Imported Others RE (Included Domestic Hydro)
- 15. 15 SCB EIC Industryinsight : Power ไฟฟ้ำจำกพลังงำนหมุนเวียน (RE) ช่วงปี 2026-2030 มีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพำะโรงไฟฟ้ำจำก Solar และ Wind จำกกำรรับซื้อ Lot1 (5.2GW) และ Lot2/1 (2.1GW) ที่ COD ต่อเนื่องทุกปี แต่ยังต้องจับตำนโยบำยกำรรับซื้อ โครงกำรใหม่ที่ยังไม่แน่นอน ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และทีมเศรษฐกิจมหภาค SCB EIC • การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยมีแผนผลิตเข้าระบบ การไฟฟ้าในปี 2026 รวมราว 1,103 MW จากการประมูล Biglot1 (5.2GW) และ lot2/1 (2.1GW) โดยคิดเป็นมูลค่าการลงทุนรวม ไม่ต่ากว่า 52,000 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังงาน แสงอาทิตย์ พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่ พลังงานลม พลังงานขยะ พลังงานชีวมวลและก๊าซชีวภาพ ปี 2026 ประเด็นสำคัญที่จะส่งผลต่อภำวะธุรกิจ (Key themes to monitor) • แผน PDP ฉบับใหม่ที่จะขยายเวลาออกไปก่อน เพื่อพิจารณารายละเอียดกาลังการผลิตใหม่ • การชะลอรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรอบ 2/2 (1,488.5 MW) • นโยบายการปรับลดราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า พลังงานแสงอาทิตย์ Lot2/1 (1,580 MW) ที่จะ กระทบต่อรายได้ของผู้ผลิตไฟฟ้า • นโยบาย Direct PPA และ TPA ที่ยังไม่ชัดเจน ซึ่งหาก เริ่มใช้ได้แล้วจะทาให้ความต้องการไฟฟ้า RE เพิ่มขึ้น กลุ่มโรงไฟฟ้ำที่อำจได้รับผลกระทบ จำกประเด็นสำคัญข้ำงต้น • ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่คาดหวังการเติบโต ของรายได้จากการประกาศรับซื้อไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนใหม่ (Lot2/2) ที่ยังขยายเวลาออกไปจนกว่า PDP ฉบับใหม่จะประกาศ • ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีต้นทุนการผลิตสูง และไม่สามารถควบคุมให้ลดลงได้จะได้รับผลกระทบ กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายปรับลดราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่ ในอนาคต • การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยมีแผนผลิตเข้าระบบการ ไฟฟ้าในช่วงปี 2027-2030 รวมราว 1,200-1,600MW ต่อปี จากการ ประมูล Biglot1 และ lot2/1 โดยคิดเป็นมูลค่าการลงทุนราว 43,000-56,000 ล้านบาทต่อปี ซึ่งประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังงาน แสงอาทิตย์ พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่ และพลังงานลม นอกจากนี้ ยังมีปัจจัยสนับสนุนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมากยิ่งขึ้น จากความต้องการไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนอกระบบ (IPS renewable) และ Private PPA ของกลุ่มธุรกิจที่ต้องการใช้ไฟฟ้า สะอาดในการผลิตสินค้าและบริการเพื่อลดการปล่อยคาร์บอน ในองค์กร ปี 2027-2030 *ไม่รวมกาลังการผลิตจาก Solar rooftop และโรงไฟฟ้าพลังงานน้าจากลาวที่มีแผนผลิตเข้าระบบปี 2030 โดย Lot2/1 จะมีโรงไฟฟ้าพลังงานลมที่จะเริ่ม COD ในปี 2028 แต่พลังงานแสงอาทิตย์คาดว่าจะขยับCOD ไปที่ปี 2027 Renewable power 292 292 877 1,133 629 641 253 376 258 528 467 220 226 183 32 0 500 1,000 1,500 2,000 1 2025F 2026F 46 2027F 2028F 157 2029F 2030F 535 1,103 1,299 1,617 1,314 1,291 121 90 126 138 75 Solar Solar + BESS Wind Biomass Biogas Waste กาลังการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ตามกาหนด COD ของระบบการ ไฟฟ้าปี 2025-2029 (Lot1 และ Lot2/1) หน่วย : MW กาลังการผลิตไฟฟ้ารวมปี 2024 (รวมไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนอกระบบ) หน่วย : MW 4,462 พลังงานน้าลาว 3,798 Biomass 3,314 Solar 3,132 พลังงานน้าไทย 1,544 Wind 1,000 สูบกลับ 557 Biogas 377 Waste (MSW) 69 Floating solar 34 Waste (Industrial) 21 Geothermal/ etc. 39,419 (68%) พลังงานฟอสซิล 18,307 (32%) พลังงานหมุนเวียน
- 16. 16 SCB EIC Industryinsight : Power ไฟฟ้ำจำก Solar PV และ Solar PV +BESS ของโครงกำรรับซื้อ RE Lot1 มีควำมชัดเจนขึ้นจำกกำรเริ่มทำสัญญำ เพื่อขำยไฟฟ้ำในช่วงปี 2026-2030 ซึ่งจะช่วยสนับสนุนกำรเติบโตของโรงไฟฟ้ำ Solar PV แต่อย่ำงไรก็ดี Lot2/1 (1,580MW) ยังไม่ชัดเจนเรื่องรำคำรับซื้อ 195 135 195 292 253 443 517 334 306 135 121 126 46 226 157 183 0 100 200 300 400 500 600 2024 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F 2030F ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ กกพ. และมติ กพช. วันที่ 21 สิงหาคม 2025 กาลังการผลิตตามสัญญาขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ จากโครงการจัดหาพลังงานหมุนเวียน Feed-in-tariff (FiT) (Lot 1) ช่วงปี 2024-2030 หน่วย : MW รูปแบบ ราคารับซื้อ (THB/KWh) ระยะเวลา Solar PV 2.1679 25 ปี Solar PV + Battery 2.8331 25 ปี ปี 2024 : โครงการ Solar PV และ โครงการ Solar PV + BESS สามารถ COD ได้ตามแผนที่ 195MW และ 135MW ตามลาดับ Solar only Solar+BESS Plan solar Plan Solar+BESS ปี 2025 : Solar PV มีแผน COD 292 MW และ Solar PV + BESS COD 121 MW ปี 2026-2030 : คาดว่าจะมีการทยอยทาสัญญาซื้อ-ขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฯ กับผู้ผลิตไฟฟ้า ภายในปี 2025- 2028 โดย Solar PV มีแผน COD ในช่วงราว 252-517.4 MW และ Solar PV + BESS มีแผน COD ในช่วง ราว 46-226.2 MW 279.0 279.0 615.9 194.9 334.8 155.4 0 100 200 300 400 500 600 700 2026F 2027F 2028F 2029F 2030F 434.4 ประมูล Solar PV lot 2/1 (1,580 MW) รูปแบบ ราคารับซื้อ Solar PV มีมติให้อิงตาม Floating solar (คาดว่า 1.5-1.7 บาทต่อหน่วย) Solar PV ของ Big lot2/1 ยังไม่มีความชัดเจนเรื่องราคา รับซื้อใหม่และการทาสัญญา ทาให้อาจมีความเสี่ยงในการ ขยายเวลาผลิตไฟฟ้าจานวน 279 MW ออกไป จากเดิมที่ เริ่มในปี 2026 เป็น 2027 ราคารับซื้อไฟฟ้าของ Solar PV Lot2/1 Renewable power – Solar ราคารับซื้อไฟฟ้าของ Solar และ Solar+BESS สาหรับ Lot1 (5.2GW)
- 17. 17 SCB EIC Industryinsight : Power ต้นทุนกำรผลิตไฟฟ้ำของโซลำร์และโซลำร์ร่วมกับแบตเตอรี่ในช่วงปี 2026-2029 มีแนวโน้มลดลง ซึ่งเป็นประโยชน์ ต่อผู้ผลิตไฟฟ้ำ Lot1(5.2 GW) เมื่อเทียบกับรำคำรับซื้อที่คงที่ในระยะยำว 2.54 2.19 2.01 1.84 1.73 1.66 1.55 4.52 4.02 3.64 3.32 3.14 2.97 2.82 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 3.18 2024 2.79 2025F 2.51 2026F 2.33 2027F 2.19 2028F 2.05 2029F 1.98 2030F Low Middle High -11.5% -6.5% ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์ร่วมกับแบตเตอรี่ (Solar fixed-axis + battery) หน่วย : THB/KWh (หน่วย) 1.351 1.175 1.079 1.013 0.957 0.912 0.874 3.441 2.248 1.797 1.647 1.526 2.167 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 1.990 2027F 1.297 2028F 1.226 1.950 1.167 2030F Low Middle High 2024 1.654 2.646 2025F 1.495 2026F 1.386 2029F -23.7% -31.0% -6.4% ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์ (Solar fixed-axis) หน่วย : THB/KWh (หน่วย) FiT: 2.1679 THB/KWh FiT: 2.8333 THB/KWh แนวโน้มต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโซลาร์ในไทยช่วงปี 2026-2030 คาดว่ายังคงลดลง ต่อเนื่อง เนื่องจากคาดว่าราคาแผงโซลาร์เซลล์จะลดลงจากสภาวะการแข่งขันสูงและภาวะ Oversupply ในตลาด รวมถึงต้นทุนการติดตั้งที่ลดลงจาก Know-how ของผู้พัฒนาโครงการ แนวโน้มต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์ร่วมกับแบตเตอรี่ (Solar + BESS) ในไทยช่วงปี 2026-2030 คาดว่ายังคงลดลงต่อเนื่อง โดยในปี 2025-2030 ผู้ผลิตจะเริ่มมี Margin ที่ สูงขึ้น เมื่อเทียบกับต้นทุนที่ค่อนข้างต่า อยู่ที่ราว 2.19-2.79 บาทต่อ KWh ส่งผลให้โครงการ ใน Lot (5.2 GW) ที่เริ่มติดตั้งในช่วงปี 2025-2030 จะมีความคุ้มค่าในการลงทุนมากยิ่งขึ้น ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ กกพ. และ BloombergNEF Renewable power – Solar
- 18. 18 SCB EIC Industryinsight : Power ไฟฟ้ำจำก Wind ปี 2026-2030 มีแผนป้อนเข้ำสู่ระบบไฟฟ้ำต่อเนื่องทั้งจำก Lot1 และ Lot2/1 ที่เดินหน้ำทำสัญญำ รับซื้อไฟฟ้ำแล้ว หลัง กพช. เห็นชอบ ซึ่งจะช่วยสนับสนุนกำรเติบโตของธุรกิจ Wind ในไทยมำกยิ่งขึ้น ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ กกพ. และมติ กพช. วันที่ 21 สิงหาคม 2025 131.6 269.4 164.4 0 100 200 300 2028F 2029F 2030F ประมูล Onshore wind lot 2/1 (565.4 MW) Wind ของ Big lot2/1 กพช. มีมติให้ทาสัญญาซื้อไฟฟ้าตามราคารับซื้อเดิมได้ โดยไม่ให้ส่งผลต่อกาหนดการผลิตไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) รูปแบบ ราคารับซื้อ (THB/KWh) ระยะเวลา Wind Onshore 3.1014 25 ปี ราคารับซื้อไฟฟ้าของ Wind onshore Lot1 กาลังการผลิตตามสัญญาขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบก (Onshore wind) จากโครงการจัดหาพลังงานหมุนเวียน Feed-in-tariff (FiT) ช่วงปี 2024-2030 (Lot1) หน่วย : MW ราคารับซื้อ (THB/KWh) ระยะเวลา 3.1014 25 ปี ราคารับซื้อไฟฟ้าของ Wind onshore Lot2/1 รายชื่อ บมจ. ที่ขยายเวลาส่งมอบไฟฟ้า (COD) Lot1 โครงการไฟฟ้าจากพลังงานลม (Wind) Lot1 รวม 1,474 MW มีความ ชัดเจนขึ้น จากการทยอยเดินหน้าทาสัญญาระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้าและการ ไฟฟ้าฯ ซึ่งมีแผน COD เข้าระบบต่อเนื่องทุกปีตั้งแต่ปี 2025-2030 โดยปี 2026 : มีแผน COD 220 MW จานวน 3 โครงการ ปี 2027-2030 : มีแผน COD ในช่วง 126-376 MW และคาดว่าจะทยอยทา สัญญาซื้อ-ขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฯ กับผู้ผลิตไฟฟ้าภายในปี 2025-2028 90 220 376 126 360 303 0 50 100 150 200 250 300 350 400 2024 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F 2030F 0 ปี บมจ. ปริมาณตาม สัญญา (MW) 2027 อัลฟ่า ทู โปรเจค 70 ย้ายมาจาก 2025 อัลฟ่า วัน โปรเจค 48 อีสานพลังงานสะอาด 90 2029 วินด์ ทู เพาเวอร์ 90 ย้ายมาจาก 2027 2030 ลมรักษ์ กรีนเอ็นเนอร์จี 60 ย้ายมาจาก 2028 ลมรักษ์ กรีนเอ็นเนอร์จี 60 ราคารับซื้อไฟฟ้าของ Wind onshore Lot1 Renewable power - Wind
- 19. 19 SCB EIC Industryinsight : Power ต้นทุนกำรผลิตไฟฟ้ำของพลังงำนลม (Onshore wind) ในช่วงปี 2026-2029 ยังมีต้นทุนกำรผลิตค่อนข้ำงสูง เมื่อเทียบกับรำคำรับซื้อ ผู้พัฒนำโครงกำรพลังงำนลมควรต้องมีข้อได้เปรียบในเรื่องกำรจัดหำอุปกรณ์ที่ต้นทุนต่ำ 2.718 2.648 2.577 2.436 2.295 2.189 2.083 3.989 6.072 5.860 5.613 5.224 4.907 4.624 4.342 3.101 0 1 2 3 4 5 6 7 Low Middle High 2024 3.883 2025F 3.742 2026F 3.495 2027F 3.283 2028F 3.106 2029F 2.930 2030F -15% 25% -17% 21% ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมบนบก (Onshore wind) หน่วย : THB/KWh (หน่วย) FiT: 3.1014 THB/KWh แนวโน้มต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมบนบก (Onshore wind) เฉลี่ยในช่วงปี 2026- 2030 คาดว่าจะลดลงเพียงเล็กน้อย ทาให้ผู้พัฒนาโครงการพลังงานลมต้องเป็นผู้เล่นที่ได้เปรียบ ในเรื่องต้นทุนโครงการที่สามารถควบคุมต้นทุนได้ในระดับต่า (Low : ที่ราคา 2.718 และ 2.648 บาทต่อหน่วยในปี 2024 และ ปี 2025 ตามลาดับ) ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ กกพ. และ BloombergNEF 0.670 0.883 0.818 0.925 0.894 0.966 0.914 0.907 1.027 1.075 0.383 0.364 0.311 0.304 0.282 0.263 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1H 2022 2H 2022 1H 2023 2H 2023 1H 2024 2H 2024 AMER EMEA Mainland China ราคากังหันลม (Wind turbine) หน่วย : ดอลลาร์สหรัฐ / วัตต์ แนวโน้มต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมบนบก (Onshore wind) ในช่วงปี 2026 คาดว่ายัง ทรงตัวใกล้เคียงปี 2025 จากการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าไทยมีการนาเข้าเทคโนโลยีกังหันลมจากผู้ผลิตในกลุ่ม ทวีปยุโรปและเริ่มมีการจัดหาอุปกรณ์และเป็น Partner กับผู้ผลิตในจีนมากขึ้นเพื่อเพิ่มโอกาสในการ ปรับลดต้นทุนโรงไฟฟ้าให้สามารถแข่งขันได้ Renewable power - Wind
- 20. 20 SCB EIC Industryinsight : Power โรงไฟฟ้ำจำกชีวมวล ก๊ำซชีวภำพและขยะ ส่วนใหญ่มีแผนผลิตปี 2026 แต่ยังมีปัจจัยเสี่ยงเฉพำะตัวที่เกี่ยวกับ คุณภำพเชื้อเพลิงและปัญหำกำรปล่อยมลพิษซึ่งนำไปสู่กำรคัดค้ำนโรงไฟฟ้ำใหม่ได้ ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ กกพ. และ DEDE กาลังการผลิตตามสัญญาขายไฟฟ้าจากพลังงานชีวมวล (Biomass) ก๊าซชีวภาพ (Biogas) และขยะ (Waste) ช่วงปี 2024-2026 หน่วย : MW 292 138 75 0 200 400 600 15 2024 1 32 2025 2026 Biomass Biogas Waste 15 32 504 101 (3%) อื่นๆ 418 (11%) ปาล์ม 227 (6%) เหง้ามันสาปะหลัง 610 (15%) ยอด ใบและลาต้นข้าวโพด 1,647 (42%) ฟางข้าว 942 (24%) ใบและยอดอ้อย ประเภท อัตราการรับซื้อ FiTF FiTv, 2560 FiT Premium (ใน 8 ปี แรก) Biomass* VSPP (<1 MW) 3.13 2.21 5.43 0.5 VSPP (1-3 MW) 2.61 2.21 4.82 0.4 VSPP ( > 3 MW) 2.39 1.85 4.24 0.3 Biomass** (Convert adder to FiT) - - - 2.28 - Biogas* - - - 2.0724 - Waste (ขยะชุมชน)* VSPP (< 10 MW) 2.39 2.69 5.08 0.70 SPP (10-50 MW) 1.81 1.85 3.66 - Waste (ขยะอุตสาหกรรม)* VSPP (< 10 MW) 3.39 2.69 6.08 0.7 *สัญญาขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า Biomass/Biogas/Waste (ขยะชุมชนและขยะอุตสาหกรรม) 20 ปี **ยกเว้นกลุ่ม Biomass ที่เปลี่ยนจาก Adder เป็น FiT จะต้องปรับระยะเวลาการผลิตไฟฟ้าตามกาหนดของ กกพ. 157 (7%) โรงงานอุตสาหกรรม (อาหารส่วนใหญ่) 106 (5%) ฟาร์มปศุสัตว์ 37 (2%) ขยะอินทรีย์/เศษอาหาร/สิ่งปฏิกูล 51 (2%) ของเหลือทางการเกษตร 1,893 (84%) พืชพลังงาน (หญ้าเนเปียร์) ช่วงปี 2026-2030 จะมีโรงไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพและขยะจะมีแผนผลิตตามสัญญาในปี 2026 รวมราว 504MW ซึ่งโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะต้องเริ่มลงนามสัญญาในปี 2024-2025 และเริ่มดาเนินการก่อสร้างแล้ว อย่างไรก็ดี โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซชีวภาพ ชีวมวล และขยะ มีความเสี่ยง ดังนี้ • ราคาและปริมาณเชื้อเพลิงที่ไม่แน่นอน ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตและปริมาณการผลิตไฟฟ้า • คุณภาพเชื้อเพลิงที่ไม่แน่นอน ส่งผลต่อประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า • การขอขยายเวลาส่งมอบการผลิตไฟฟ้าและเลื่อนการทาสัญญาซื้อ-ขายไฟฟ้า ซึ่งสามารถสังเกตได้จากกรณีที่ต้องผลิต ไฟฟ้าในปี 2026 จะต้องลงนามสัญญาแล้วในปี 2024-2025 และเริ่มดาเนินการก่อสร้างแล้ว • ประเด็นเรื่องสังคม สิ่งแวดล้อมและธรรมาภิบาล อาทิ กลิ่นของกองขยะและก๊าซชีวภาพที่ใช้ป้อนโรงไฟฟ้าที่กระทบ ต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนรอบพื้นที่เก็บวัตถุดิบของโรงไฟฟ้าและการปล่อยคาร์บอนจากการเผาไหม้เชื้อเพลิงชีวมวล และขยะ เป็นต้น วัตถุดิบชีวมวล วัตถุดิบก๊าซชีวภาพ Renewable power – Biomass/Biogas/Waste
- 21. 21 SCB EIC Industryinsight : Power ไทยพึ่งพำไฟฟ้ำพลังน้ำจำกลำวอยู่รำว 10-11% ในปี 2026 ด้วยต้นทุนนำเข้ำที่ค่อนข้ำงต่ำกว่ำไฟฟ้ำชนิดอื่นที่เฉลี่ย รำว 2.04 บำทต่อหน่วย และยังมีกำรรับซื้อเพื่อนำเข้ำต่อเนื่อง แต่ในระยะกลำงช่วงปี 2027-2029 จะมีโรงไฟฟ้ำ น้ำเทิน-หินบุนและห้วยเฮำะที่จะหมดสัญญำ ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ EGAT, FitchSolutions และ BloombergNEF 22,012 22,297 23,409 22,941 23,881 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 2020 2021 2022 2023 2024 +1% +4% 0 5 10 15 2020 2021 2022 2023 2024 9.0% 10.4% 10.9% 9.5% 10.1% 1 2 3 Jan 16 Jan 17 Jan 18 Jan 19 Jan 20 Jan 21 Jan 22 Jan 23 Jan 24 Jan 25 ปริมาณการนาเข้าไฟฟ้าพลังน้าจากลาว หน่วย : GWh (ล้านหน่วย) สัดส่วนการนาเข้าไฟฟ้าพลังงานน้าจากลาวของไทย (% ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าในระบบ) AVG 1.55 AVG 1.87 AVG 2.04 ต้นทุนซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้าในลาว 7,816 9,434 10,732 6M-2023 6M-2024 6M-2025 +21% +14% ต้นทุนซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้าในลาว หน่วย : บาทต่อหน่วย ปี 2025 ไฟฟ้าจากการนาเข้าพลังงานน้ามีแนวโน้มสูงขึ้นจากปี 2024 จากสภาพอากาศในลักษณะ Neutral (สภาวะ LaNina & ElNino ในปี 2025 อยู่ในระดับปานกลาง) ปี 2026-2027 ปริมาณการนาเข้าไฟฟ้าพลังงานน้าจะมีระดับใกล้เคียงกับปี 2025 เนื่องจากยังไม่มีแผนเพิ่มการ นาเข้าไฟฟ้าพลังงานน้าใหม่ในช่วงปี 2026-2027 และราคารับซื้อยังอยู่ที่ระดับใกล้เคียงปี 2023-2025 (เฉลี่ยที่ 2.04 บาทต่อหน่วย) ปี 2028-2029 ปริมาณการนาเข้าไฟฟ้าพลังงานน้าจะลดลงจากการสิ้นสุดสัญญาของโรงไฟฟ้าน้าเทิน-หินบุน จานวน 434 MW และโรงไฟฟ้าห้วยเฮาะจานวน 126 MW อย่างไรก็ดี ต้องติดตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าพลังงาน น้าที่อาจมีการขยายเวลาและขยายกรอบการซื้อใหม่เพื่อให้บรรลุเป้าหมายสัดส่วนพลังงานสะอาดในอนาคต Renewable power – Import Hydro
- 22. 22 SCB EIC Industryinsight : Power กำรนำเข้ำไฟฟ้ำพลังน้ำจำกลำวมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นในปี 2030 เป็นต้นไป จำกโครงกำรใหม่รวม 4 โครงกำรที่ กฟผ. ได้ทำสัญญำซื้อไฟฟ้ำ (PPA) เรียบร้อยแล้ว อย่ำงไรก็ดี ต้นทุนกำรซื้อไฟฟ้ำโครงกำรใหม่มีควำมเสี่ยงที่เพิ่มขึ้นจำก ระดับน้ำที่แปรปรวนและคำดกำรณ์ได้ยำก และต้นทุนด้ำนสิ่งแวดล้อมและสังคมที่กระทบต่อต้นทุนโครงกำรสูงขึ้น หมายเหตุ : 1/ ปริมาณการจาหน่ายไฟฟ้าให้ไทยเป็นไปตามมติ กพช. ครั้งที่ 2/2023 วันที่ 9 มี.ค. 2023 2/ ปริมาณการจาหน่ายไฟฟ้าให้ไทยเป็นไปตามมติ กพช. ครั้งที่ 4/2022 วันที่ 22 มิ.ย. 2022 3/ ปริมาณการจาหน่ายไฟฟ้าให้ไทยเป็นไปตามมติ กพช. ครั้งที่ 3/2022 วันที่ 6 พ.ค. 2022 ที่คานวณจากจานวนกาลังการผลิต อัตรา Dependable capacity ที่ 77% และ Reliable capacity ที่ 85% ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ EGAT และ PDP2018 Revision 1 การนาเข้าไฟฟ้าพลังน้าจากลาวเทียบกับแผน PDP2018Rev1 หน่วย : ล้านหน่วยไฟฟ้า 13.713 22.423 22.908 >36.136 Actual PDP2018Rev1 Adding projects align with กพช. ปริมาณไฟฟ้านาเข้าจากลาวจากที่ลงนาม PPA กับ กฟผ. แล้ว มีโอกาสเพิ่มขึ้น ไม่น้อยกว่า 13,713 ล้านหน่วยต่อปี Status : ลงนาม PPA กับ กฟผ.แล้ว Projects Expected COD Capacity (MW) Generation Export to TH (mn units) Luang Prabang, Luang Prabang 2030 1,400 5,3282/ Pak Lay, Xaignabouli 2032 763 3,2462/ Pak Beng, Oudomxay 2033 897 3,6663/ Xekong 4A&4B, Xekong 2033 347.3 1,4731/ โครงการใหม่จะเริ่มผลิตไฟฟ้าในปี 2030-2033 และจากปัจจัยด้านสภาพอากาศที่แปรปรวนรุนแรงขึ้นส่งผลให้ปริมาณน้า ที่ผลิตไฟฟ้าคาดการณ์ได้ยากมากขึ้น ขณะที่ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมและสังคมจะส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและ ทาให้ต้นทุนการซื้อ-ขายไฟฟ้ามีแนวโน้มสูงขึ้น Renewable power – Import Hydro
- 23. 23 ที่มา :การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ The Bangkok insight มติ กพช. ที่เกี่ยวกับกำรรับซื้อไฟฟ้ำ พลังงำนหมุนเวียนส่งผลกระทบ ต่อธุรกิจโรงไฟฟ้ำอย่ำงไร?
- 24. 24 SCB EIC Industryinsight : Power กำรเปลี่ยนแปลงนโยบำยรับซื้อไฟฟ้ำพลังงำนหมุนเวียนใหม่ (lot2) 3,668.5 MW ได้แก่ 1) ปรับกำรรับซื้อ 1,488.5 MW เป็นโครงกำรโซลำร์ชุมชน 1,500 MW และ 2) ปรับรำคำรับซื้อใหม่ 2,180 MW สำหรับโครงกำร ที่ประกำศผู้ผ่ำนกำรคัดเลือกแล้ว Timeline ของโครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน lot 2 จานวน 3,668.5 MW 9 มี.ค. 2023 เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า พลังงานหมุนเวียน Lot 2 (รวม 3,668.5 เมกะวัตต์) จากการประกาศรับซื้อ Lot2/1 ที่มีหลักเกณฑ์ เลือกผู้ที่อยู่ในโควตา ทาให้เกิดข้อวิพากษ์วิจารณ์ และทักท้วงจากประชาชนเป็นอย่างมาก 27 ก.ย. 2024 กกพ. ประกาศรับซื้อโดยมีเงื่อนไขเพิ่มเติมจากหลักเกณฑ์ ปกติ คือ กาหนดโควตาให้กลุ่มที่ไม่ผ่าน Lot2 รอบ 1 (2/1) ได้เข้ามาสมัครเท่านั้น (ที่ถูกเรียกว่า ล็อกโควตา) จานวน 2,180 MW 14 พ.ย. 2024 พีระพันธ์ สาลีรัฐวิภาค ส่งหนังสือถึง กกพ. ขอให้ระงับการซื้อไฟฟ้า Lot2/1 จานวน 2,180 MW (ที่ กกพ. ประกาศรับซื้อ) 16 ธ.ค. 2024 กกพ. เดินหน้าประกาศรายชื่อผู้ผ่าน การคัดเลือก จานวน 72 โครงการ รวมกาลังการผลิต 2,145.4 MW กพช. มีมติให้ชะลอการ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ของโครงการ 2,145.4 MW ไว้ก่อน 30 มิ.ย. 2025 กพช. มีมติให้ชะลอรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน 1,488.5 MW (ที่เหลือจาก Lot2/1) จนกว่าจะ อนุมัติ PDP ฉบับใหม่ การรับซื้อ 2,180 MW (ที่ประกาศผู้ได้รับคัดเลือก Lot2/1 จานวน 2,145.4 MW) กพช. มอบหมายให้ สนพ. กกพ. และการไฟฟ้าฯ เจรจาปรับราคารับซื้อ ใหม่ 6 พ.ค. 2025 กกพ. ประกาศขยายเวลาทาสัญญา สาหรับโครงการ Lot2/1 ที่ COD ภายใน 2026 ให้ทาสัญญาภายใน 29 ก.ค. 2025 และสาหรับโครงการ ที่ COD ภายระหว่าง 2027-2030 ภายใน 2 ปี 30 ก.ย. 2025 ครม. อนุทิน ปรับโควตา การรับซื้อไฟฟ้าLot2/2 (1,488.5 MW) เป็น โครงการโซลาร์ชุมชน 1,500 MW 25 ธ.ค. 2024 1 2 ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของกพช. และกกพ. 21 ส.ค. 2025 กพช. มีมติให้ดาเนินการรับซื้อไฟฟ้า พลังงานลม (Lot2/1: 565MW) ได้ ตามราคาเดิมที่เคยประกาศ (3.1014 บาทต่อหน่วย) ส่วนพลังงาน แสงอาทิตย์ให้เจรจาปรับราคารับซื้อ โดยอิงกับราคารับซื้อ Floating solar ของกฟผ. Renewable power - มติการรับซื้อไฟฟ้า
- 25. 25 SCB EIC Industryinsight : Power ปรับกำรรับซื้อไฟฟ้ำพลังงำนหมุนเวียนใหม่ 1,488.5 MW และมติกำรปรับรำคำรับซื้อไฟฟ้ำพลังงำนแสงอำทิตย์ Lot2/1 กระทบเชิงลบต่อรำยได้และควำมเชื่อมั่นในกำรลงทุนโรงไฟฟ้ำพลังงำนหมุนเวียนในไทย ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของกพช., กกพ. และมติกพช. วันที่ 21 สิงหาคม 2025 ผลกระทบจากการชะลอรับซื้อ โครงการ 1,488.5 เมกะวัตต์ (Lot2/2) (รอ PDP ฉบับใหม่และจะปรับไปเป็นโซลาร์ชุมชน) ภาคเอกชน • แผนการเพิ่มรายได้จากโครงการของผู้ผลิตไฟฟ้าในประเทศชะลอตัว จากแผนการรับซื้อที่อิงตาม PDP ฉบับใหม่ที่ล่าช้า • ความเชื่อมั่นในการลงทุนพลังงานหมุนเวียนใหม่ในไทยลดลงจากนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ที่ไม่แน่นอน ปริมาณการขายไฟฟ้าตามสัญญาจาก Solar Lot 2/1 หน่วย : MW 279 616 269 335 2,145 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 0 2026F 155 2027F 132 1,182 2028F 195 1,646 2029F 164 2030F Solar Onshore Wind Accumulate 434 748 464 499 ผลกระทบจากการปรับราคารับซื้อ โครงการ 2,180 เมกะวัตต์ (Lot2/1) ภาคเอกชน • รายได้จากการดาเนินงานของโรงไฟฟ้าแสงอาทิตย์ ลดลงจาก FiT ใหม่ที่คาดว่าจะลดลง • โครงการพลังงานแสงอาทิตย์ล่าช้าจากเดิมที่กาหนด COD 279 MW ในปี 2026 ขยับเป็น 2027 จากการ เจรจาปรับราคารับซื้อที่ต้องใช้เวลาจัดทาสัญญามากขึ้น • ความเชื่อมั่นในการลงทุนพลังงานหมุนเวียนในไทย ลดลงจากนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่แน่นอน รูปแบบ ราคารับซื้อเดิม (THB/KWh) ระยะเวลา ราคารับซื้อใหม่ (THB/KWh) Solar PV 2.1679 25 ปี มีมติใหอ้างอิงกับ Floating solar (อยู่ในช่วง 1.5-1.7 บาทต่อหน่วย)* Wind 3.1014 25 ปี เหมือนเดิม (ที่ 3.1014) 1 2 ประกาศราคารับซื้อตามมติ กพช. วันที่ 21/08/2025 ภาคประชาชนและภาคอุตสาหกรรม • ค่าไฟฟ้าลดลงจากต้นทุนค่าไฟฟ้าจาก RE ที่ลดลง ภาคอุตสาหกรรม • ไม่ชัดเจนเรื่องนโยบายซื้อ-ขายไฟฟ้าสะอาด UGT ใหม่และ โครงการไฟฟ้าสะอาดอื่น ๆ อาจชะลอตัวจากปริมาณไฟฟ้า สะอาดในระบบการไฟฟ้าฯ ที่ลดลงและไม่แน่นอน Renewable power - มติการรับซื้อไฟฟ้า *คาดการณ์ราคารับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในกรอบราคาเดียวกันกับที่ กฟผ. เคยรับ ซื้อไฟฟ้าจาก Floating solar ในอดีตที่ 1.5 บาทต่อหน่วยและค่ากลางของต้นทุนโครงการ ผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ปี 2025 ที่ราว 1.7 บาทต่อหน่วย
- 26. 26 SCB EIC Industryinsight : Power PDP 2024 มีกำรเพิ่มไฟฟ้ำ RE เป็น 51% จำกเดิมที่ตั้งเป้ำไว้เพียง 36% ใน PDP 2018 rev.1 อย่ำงไรก็ดี PDP 2024 ได้ถูกยกเลิกเนื่องจำกภำครัฐต้องพิจำรณำกำลังกำรผลิตใหม่ให้สอดคล้องกับต้นทุนและสัดส่วนกำรผลิต ที่สอดคล้องกับเป้ำกำรลดคำร์บอน 53% 19% 11% 9% 6% ก๊าซธรรมชาติ พลังงานหมุนเวียน ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้าต่างประเทศ อนุรักษ์พลังงาน(EE) 2% พลังน้าในประเทศ 41% 16% 16% 15% 7% ก๊าซธรรมชาติ พลังงาน หมุนเวียนอื่นๆ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังน้าต่างประเทศ ถ่านหินและลิกไนต์ 2% พลังน้าในประเทศ พลังงานแสงอาทิตย์ (ทุ่นลอยน้า) 1% Nuclear 1% DR และอื่นๆ 1% PDP 2018 Rev.1 PDP 2024 เป้าหมายสัดส่วนของแหล่งไฟฟ้าทั้ง PDP 2018 Rev.1 และ PDP 2024 ณ ปี 2037 (2580) 19% 10% 10% 58% ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้าต่างประเทศ พลังงานหมุนเวียน 3% พลังน้าในประเทศ RE 22% RE+EE 36% RE 51% Actual 2024 2037 2037 ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ PDP 2018 rev.1, ร่าง AEDP 2024 และร่าง PDP 2024 หน่วย : % Key update PDP ฉบับใหม่ (หลังการยกเลิกร่าง PDP 2024) • กระทรวงพลังงาน (รัฐบาลอนุทิน) ประกาศกลับมาเร่งพิจารณาแผน PDP ใหม่ให้สอดคล้องกับต้นทุนและสัดส่วนการผลิตของพลังงานหมุนเวียนและพลังงานฟอสซิลตามแผนการลดการปล่อยคาร์บอนของประเทศไทย • คาดว่าจะประกาศ PDP ฉบับใหม่ในปี 2027-2028 เพื่อให้สอดคล้องกับโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนผลิตในปี 2030 ทั้งนี้ประเมินว่า PDP ฉบับใหม่จะมีการปรับปรุงในประเด็น ดังนี้ o กาหนดสัดส่วนรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มมากขึ้น โดยมีส่วนของ Solar และ Solar + BESS สูงขึ้นจากต้นทุนการผลิตที่ลดลงอย่างมีนัยสาคัญและเหมาะสมกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ของประเทศไทย ให้สอดคล้องกับเป้าหมายแผนการลดการปล่อยคาร์บอน Carbon-Neutrality และ Net-zero ของประเทศ o กาหนดสัดส่วนรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลลดลงโดยเฉพาะถ่านหินและกาหนดกรอบแนวทางในการลดการปล่อยคาร์บอน อาทิ ให้ใช้เชื้อเพลิงสะอาดอย่างไฮโดรเจนและแอมโมเนียร่วมกับก๊าซฯ และถ่านหินในการผลิต ไฟฟ้าตามลาดับ Renewable power - มติการรับซื้อไฟฟ้า
- 27. 27 ที่มา :การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ The Bangkok insight รูปแบบและควำมคืบหน้ำ กำรซื้อขำยไฟฟ้ำพลังงำนสะอำดในรูปแบบ Private PPA / Direct PPA / UGT
- 28. 28 SCB EIC Industryinsight : Power Private PPA เป็นอีกทำงเลือกของภำคเอกชนในกำรใช้ไฟฟ้ำสะอำดในระยะยำว โดยหำกติดตั้งที่ระดับ 1 เมกะวัตต์ และมีค่ำไฟฟ้ำรำว 4-9 ล้ำนบำทต่อปีจะประหยัดค่ำไฟฟ้ำได้รำว 17-37% และไม่ต้องลงทุนเอง ค่ำไฟฟ้ำ ค่ำไฟฟ้ำ ผู้พัฒนำโครงกำร Solar rooftop/Solar farm & floating ในพื้นที่นิคม ผู้ประกอบกำร ในพื้นที่นิคมที่ต้องกำร ใช้ไฟฟ้ำสะอำด ผู้ประกอบกำร ในพื้นที่ที่ต้องกำร ใช้ไฟฟ้ำสะอำด ผู้พัฒนำโครงกำรที่ ติดตั้ง Solar rooftop รูปแบบการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นิคม รูปแบบการใช้ไฟฟ้าจากโซลาร์รูฟท็อป ไม่ต้องลงทุนติดตั้ง ดูแล ซ่อมแซมและรับประกันคุณภำพระยะยำวโดยผู้ติดตั้ง ข้อดี ประหยัดค่ำไฟฟ้ำตลอดระยะเวลำสัญญำ 7-20 ปี จำกส่วนลดค่ำไฟฟ้ำ 10-50% ติดตั้งบนหลังคำ ผู้ประกอบกำรที่ใช้ไฟฟ้ำ สัญญำมีระยะเวลำนำน ต้องมีพื้นที่ (หลังคำสำหรับ Solar rooftop) สำหรับติดตั้งโซลำร์เพื่อผลิตไฟฟ้ำ ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และกระทรวงพลังงาน กาลังการผลิต (MW) ค่าไฟฟ้า (ล้านบาทต่อปี) ประหยัดได้ (ล้าน) 1* 4-9 1.5 (ลดได้ 17-37%) ตัวอย่ำง *ติดตั้ง 1MW ใช้พื้นที่ประมาณ 6,000 ตร.ม. ได้ใช้ไฟฟ้ำสะอำด ข้อสังเกต Renewable power – Private PPA เดินสำยไฟฟ้ำตรง (ไม่ใช้โครงข่ำยกำรไฟฟ้ำฯ) Private PPA คือ การทาสัญญาซื้อ-ขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนและเอกชน ที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาหรือบนพื้นดินโดยไม่ได้ใช้โครงข่ายไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฯ โดยสัญญาจะมีลักษณะเป็นการแบ่งปันผลประโยชน์ที่ได้จากการประหยัดค่าไฟฟ้าหรือเป็นสัญญาจ่ายค่าไฟฟ้าต่อการใช้ 1 หน่วยซึ่งมักจะทาเป็นสัญญาระยะยาว 7-20 ปีแล้วแต่ข้อตกลงการทาสัญญา
- 29. 29 SCB EIC Industryinsight : Power Private PPA จำก Solar rooftop มีควำมต้องกำรใช้ในภำคเอกชนมำกขึ้น จำกแรงผลักดันตำมเป้ำหมำยกำร ลดคำร์บอนในองค์กร ซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้พัฒนำโครงกำรและภำคเอกชนที่ต้องกำรใช้ไฟฟ้ำสะอำด Renewable power – Private PPA ขนาดกาลังการผลิตไฟฟ้า 998 กิโลวัตต์ โดย ใช้พื้นที่หลังคา 8,000 ตารางเมตร คาดว่าจะ ช่วยลดปริมาณคาร์บอนได้ถึง 12,700 ตัน คาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (tCo2eq) ตลอดอายุสัญญาโครงการ 20 ปี ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้า 8 เมกะวัตต์โดยใช้ พื้นที่ติดตั้ง 60,000 ตารางเมตร ซึ่งเป็น สัญญาในรูปแบบ 5 ปี + 5 ปี คาดว่าจะ ช่วยลดปริมาณคาร์บอนได้ถึง 5,400 ตัน คาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และ WHAUP คาดการณ์ปริมาณการติดตั้งที่เพิ่มขึ้นในปี 2025-2029 อ้างอิงอัตราการเติบโตของ Solar rooftop จากศึกษาของ กกพ. และประมาณการ จากรัฐของนโยบายลดหย่อยภาษีการติดตั้ง Solar rooftop ปริมาณการใช้ไฟฟ้า IPS Renewable (รวม Private PPA และ Self consumption) หน่วย : GWh 0 5,000 5,500 6,000 6,500 7,000 2024 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F 6,671 6,051 4,881 5,466 6,353 4,648 +585 6.9% ตัวอย่างการใช้ Private PPA ในภาคเอกชน ความท้าทายที่สาคัญ : แม้ภาคเอกชนจะเริ่มหันมาใช้ Private PPA มากขึ้น แต่ยังเผชิญอุปสรรคจากขั้นตอน การติดตั้งที่ต้องผ่านการขออนุญาตจากรัฐ ซึ่งพบว่าบางโครงการใช้เวลาในการอนุมัติค่อนข้างนานซึ่งส่งผลต่อ ภาคเอกชนที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาดในการการผลิตสินค้าและบริการ ซึ่งอาจเป็นเพราะนโยบายการส่งเสริมที่ ยังไม่ชัดเจนที่ทาให้ผู้อนุมัติชะลอการอนุมัติ เป็นต้น
- 30. 30 SCB EIC Industryinsight : Power Direct PPA ยังเป็นโครงกำรนำร่อง 2,000 MW เฉพำะ Data center ส่วนผู้ต้องกำรใช้อื่น ๆ ยังไม่มีแผน ที่ชัดเจน ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และกระทรวงพลังงาน Solar farm ในพื้นที่นครรำชสีมำ Direct PPA โรงงำนอุตสำหกรรมในพื้นที่ชลบุรี ที่ต้องกำรใช้ไฟฟ้ำสีเขียว โครงข่ำยกำรไฟฟ้ำ ค่ำไฟฟ้ำ ค่ำบริกำร TPA ค่ำบริกำร TPA ประเมินว่าค่าบริการ TPA รวมเพิ่มจาก ค่าไฟฟ้า 0.65-1.3 บำทต่อหน่วย (KWh) Timeline ของ Direct PPA 25 มิ.ย. 2024 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการดาเนินการโครงการ นาร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้ Third party access (TPA) โดยเฉพาะ Data center ในกรอบ 2,000 เมกะวัตต์ กลุ่มพลังงานหมุนเวียน RE 100 และกลุ่มพลังงาน หมุนเวียนสภาอุตสาหกรรม ได้รับหนังสือชี้แจงเรื่อง Direct PPA จากผู้กากับดูแลว่า Direct PPA จะใช้เป็น โครงการนาร่องในกรอบ 2,000 เมกะวัตต์ และต้อง ศึกษาข้อดี-ข้อเสียเพื่อขยายผล/ปรับการใช้โดยทั่วไป และกลุ่มเป้าหมายต่อไป มิ.ย. - ก.ค. 2025 6 ส.ค. 2025 รัฐบาลประกาศย้า เตรียมเปิด Direct PPA จานวน 2,000 เมกะวัตต์ให้กับ Data center ในระยะแรก และ เสริมว่าหากสาเร็จจะขยายให้ใช้ในอุตสาหกรรมอื่น ๆ ต่อไป ตัวอย่าง กลไกของ Direct PPA 20 ส.ค. 2021 กกพ. เปิดรับฟังความคิดเห็นหลักเกณฑ์ TPA 3 ต.ค. 2025 รับฟังความคิดเห็นหลักเกณฑ์ Direct PPA ผ่านการใช้ TPA สาหรับ Data center เท่านั้น ความท้าทายที่สาคัญ : ผลกระทบต่อโครงสร้างการจาหน่ายไฟฟ้าที่ยึดโยงกับการไฟฟ้าฯ ทั้งในเรื่องการจัดการ ระบบไฟฟ้าให้เสถียร และที่สาคัญคือผลกระทบต่อรายได้ของการไฟฟ้าฯ ซึ่งเป็นรายได้หลักของรัฐลดลง Renewable power – Direct PPA
- 31. 31 SCB EIC Industryinsight : Power นโยบำยกำรกำหนดอัตรำค่ำไฟฟ้ำสีเขียว (Utility Green Tariff : UGT) ของไทยจะแยกเป็น 2 กลุ่มใหญ่ คือ UGT จำกในส่วนโรงไฟฟ้ำของ กฟผ. โดยไม่ระบุแหล่ง และ UGT ที่ระบุแหล่งไฟฟ้ำได้เช่น Solar+ Wind Renewable power – Utility Green Tariff ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูล ERC Renewable power with REC Fossil Renewable lot1 (UGT1) Renewable lot2 (UGT2) UGT 1 : REC ที่ได้มาจากส่วน ของการไฟฟ้าฯ เดิมตามสัญญา ซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในอดีต UGT 2 : REC ที่ได้มาจากส่วนของ โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนใหม่ที่กาหนดผลิต ในช่วงปี 2024-2030 (5,203 MW Lot1+3,668.5 Lot2) Timeline ของ Direct PPA 2 ก.พ. 2025 ก.พ. 2023 กกพ. เปิดรับฟังความเห็น UGT1 กกพ. ประกาศรับสมัครขอใช้ UGT1 ปลายปี 2025 กกพ. ประกาศจะรับสมัครขอใช้ UGT2 Pool energy นโยบายการกาหนดอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff : UGT) คือ การให้บริการพลังงานไฟฟ้าซึ่งมีใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate : REC) จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบของการไฟฟ้าฯ เช่น พลังงานน้า พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานลม
- 32. 32 SCB EIC Industryinsight : Power กลุ่มผู้ใช้ไฟสีเขียวน่ำจะเป็นผู้ได้รับประโยชน์หลักจำกนโยบำย UGT เนื่องจำกสำมำรถเข้ำถึงแหล่งไฟฟ้ำสีเขียว ที่ใหญ่สุดของไทย ซึ่งอยู่ในกำรดำเนินกำรของ 3 กำรไฟฟ้ำได้ แต่ผู้ใช้ไฟฟ้ำในกลุ่มอุตสำหกรรมยังมีควำม กังวลเรื่องรำคำ UGT ที่สูงกว่ำปกติและจะกระทบต้นทุนกำรผลิตให้สูงขึ้น ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูล ERC EGAT UGT1 UGT2 EGAT ขายส่งให้ MEA, PEA ผู้ผลิตและขาย ผู้ซื้อ ประเภท กลุ่ม กิจการขนาดกลาง (3) กิจการขนาดใหญ่ (4) และกิจการโรงแรมและที่พักอาศัย (5) กลุ่ม กิจการขนาดใหญ่ (4) และ กิจการโรงแรมและที่พักอาศัย (5) MEA, PEA ขายปลีก ให้ผู้ใช้ไฟ ความท้าทายที่สาคัญ : ข้อจากัดที่เจอจาก UGT 1 เนื่องจากราคา ที่สูงกว่าค่าไฟฟ้าปกติจะไปเพิ่มต้นทุนการผลิต ดังจะพบว่ากลุ่ม บริษัทที่ต้องการไฟฟ้าสะอาดในการผลิตสินค้าและบริการยังไม่ นิยมใช้ UGT1 มากนัก Renewable power – Utility Green Tariff
- 33. 33 SCB EIC Industryinsight : Power ปริมำณไฟฟ้ำสีเขียว (UGT1) เริ่มกำหนดซื้อขำยปี 2025 ที่ปริมำณ 2,000 GWh ต่ำกว่ำแผนที่วำงไว้ที่ 2,400 GWh อย่ำงไรก็ดี UGT2 มีแผนซื้อขำยต่อเนื่องในปี 2026 ซึ่งอำจมีรำคำสูงขึ้นจำก UGT1 ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูล ERC 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,400 2,002 3,150 4,451 4,436 4,398 4,371 4,345 4,331 4,293 4,267 1,871 3,319 4,683 4,654 4,639 4,599 4,571 0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 11,000 12,000 2024 2,000 2025 2026F 2027F 2028F 2029F 2030F 2031F 2032F 2033F 2034F 4,402 5,550 6,851 8,707 10,117 11,454 11,399 11,370 11,292 11,238 ค่าใช้จ่าย ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย P UGT1 ราคาขายปลีก 4.15 0.06 4.21 ราคาขายส่ง 4.07 0.06 4.13 ค่าใช้จ่าย F V UGT2 ราคาขายปลีก 4.3159 0.2464 4.5622 ราคาขายส่ง 3.5567 0.1043 3.6610 ค่าใช้จ่าย F V UGT2 ราคาขายปลีก 4.3011 0.2464 4.5475 ราคาขายส่ง 3.5426 0.1043 3.6469 ปริมาณไฟฟ้าสีเขียวมี Upside เพิ่มเติมจากปริมาณไฟฟ้าส่วนเหลือที่ผลิตได้จากโรงงานไฟฟ้าพลังงานน้าของ EGAT เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังงานน้าของ EGAT สามารถผลิตไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละกว่า 5,000 GWh ซึ่งนาเข้าสู่ UGT1 เพียง 23-61% เท่านั้น ยังเหลือปริมาณไฟฟ้าสีเขียวอีกราว 2,000-4,000 GWh ที่ยังไม่ได้เข้าตลาด UGT ปริมาณไฟฟ้าสีเขียวที่ถูกจาหน่ายโดย 3 การไฟฟ้า หน่วย : GWh ประกาศใช้แล้ว Hydro by EGAT (ค่าเฉลี่ยระหว่าง 1,300-3,500GWh) Portfoilo A (Solar, Solar+BESS, Wind) Portfoilo B (Solar, Solar+BESS, Wind) Actual Renewable power – Utility Green Tariff
- 34. 34 โรงไฟฟ้ำจำกฟอสซิลยังโตต่อหรือชะลอ? ท่ำมกลำงแรงกดดันของเป้ำหมำยกำรลดคำร์บอน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลโดยเฉพาะจากก๊าซธรรมชาติในระยะสั้นปี 2026 มีแนวโน้มทรงตัวหลังจากที่ปี 2025 มีการเพิ่มกาลังการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฯ ร่วม 1,400 MW ส่วนในระยะกลาง ปี 2027-2029 โรงไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมี แผน COD 1 โครงการ คือ IPP - Burapa Power (BPG) ที่มี Contract capacity 540 MW อย่างไรก็ดี ความต้องการไฟฟ้าจากก๊าซฯ ในช่วงปี 2027-2029 จะชะลอตัวจากการกาหนดสัดส่วนไฟฟ้าจากก๊าซฯ ให้ลดลงเหลือราว 53% (อ้างอิงจาก PDP 2024) จาก 58% ในปี 2024 ยิ่งไปกว่านั้นยังมีปัจจัยที่ต้องติดตามในระยะกลาง ที่ส่งผลกระทบเชิงลบต่อโรงไฟฟ้าจากฟอสซิล อาทิ แผน PDP ใหม่ที่จะลดสัดส่วนไฟฟ้าจากฟอสซิลภาคเอกชนและนโยบายเกี่ยวกับการลดคาร์บอน เช่น การ กาหนดให้โรงไฟฟ้าจากก๊าซฯ ใช้ Low-carbon hydrogen และให้โรงไฟฟ้าจากถ่านหินใช้ Green ammonia
- 35. 35 SCB EIC Industryinsight : Power หน่วย : GWh โรงไฟฟ้ำจำกเชื้อเพลิงก๊ำซธรรมชำติ แม้ยังมีกำหนด COD ในช่วงปี 2027-2029 แต่คำดว่ำปริมำณกำรผลิตไฟฟ้ำ มีแนวโน้มทยอยลดลง จำกกำรกำหนดให้สัดส่วนไฟฟ้ำจำกก๊ำซฯ ลดลงตำมเป้ำหมำยกำรลดคำร์บอนในภำคไฟฟ้ำ 134,583 135,016 138,687 135,390 134,304 0 50,000 100,000 150,000 2025E 2026F 2027F 2028F 2029F +0.3% -1.6% ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติช่วงปี 2025-2029 หน่วย : GWh • การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลโดยเฉพาะจากก๊าซธรรมชาติของไทย ในระยะสั้น ปี 2026 จะขยายตัวได้เล็กน้อยที่ 0.3%YOY จากความต้องการ ไฟฟ้าที่เติบโตตามทิศทางเศรษฐกิจที่ขยายตัวต่า (SCB EIC คาดการณ์ GDP ราว 1.5% ในปี 2026) ทาให้ความต้องการไฟฟ้าในส่วนของก๊าซธรรมชาติที่มี สัดส่วนการผลิตราว 58% ยังสามารถเติบโตได้ นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าก๊าซ ธรรมชาติคาดว่าจะได้รับอานิสงส์เชิงบวกจากราคาก๊าซธรรมชาติที่คาดว่า ลดลงเมื่อเทียบกับปี 2025 ปี 2026 • การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลโดยเฉพาะจากก๊าซธรรมชาติของไทยใน ระยะกลางปี 2027-2029 มีแนวโน้มหดตัว 1.6%YOY (CAGR) สอดคล้อง กับแผนการผลิตไฟฟ้าที่จะกาหนดให้สัดส่วนไฟฟ้าจากก๊าซฯ ลดลงจาก 58% ในปี 2025 มาอยู่ที่ 53% ในปี 2029 และเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนในประเทศจาก 12% ในปี 2025 มาอยู่ที่ 21% ในปี 2029 ซึ่งส่งผลให้ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฯ ให้หดตัว แม้ความ ต้องการไฟฟ้าในประเทศยังคงเติบโตต่อเนื่องและมีการกาหนดแผนการ ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฯ ใหม่ 540 MW ในปี 2027 ปี 2027-2029 (ระยะกลำง) ประเด็นสำคัญที่จะส่งผลต่อภำวะธุรกิจ (Key themes to monitor) • แผน PDP ใหม่ ที่คาดว่าจะลดสัดส่วนไฟฟ้าจากเชื้อเพลิง ฟอสซิลภาคเอกชนลง โดยไปเน้นเพิ่มในส่วนของ กฟผ. มากขึ้น • นโยบายและแผนการดูแลการปล่อย GHG ของไทยที่คาดว่า จะเพิ่มต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล เช่น การถูกบังคับให้ใช้ Low-carbon hydrogen และ green ammonia ทดแทนก๊าซธรมชาติและถ่านหิน ในการผลิต ไฟฟ้า • นโยบายภาษีคาร์บอนที่จะกดดันให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจาก เชื้อเพลิงฟอสซิลต้องมีต้นทุนเพิ่มขึ้นจากภาษีหรือต้อง เลือกใช้เชื้อเพลิงสะอาดที่มีราคาสูงกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิล มาผสมเพื่อผลิตไฟฟ้าเพื่อลดการปล่อยคาร์บอน กลุ่มโรงไฟฟ้ำที่อำจได้รับผลกระทบ จำกประเด็นสำคัญข้ำงต้น • โรงไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติและถ่านหินในไทยที่ยังไม่ได้มี เป้าหมายการเพิ่มสัดส่วนรายได้จากไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียน • โรงไฟฟ้าถ่านหินที่ต้องการขยายกาลังการผลิตที่ทาให้ ปล่อยคาร์บอนมากขึ้น ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team Conventional power 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 58% 16% 14% 12% 2025E 58% 15% 14% 13% 2026F 58% 15% 14% 13% 2027F 55% 14% 13% 18% 2028F 53% 13% 13% 21% 2029F 232,040 232,786 239,115 246,164 253,403 Natural gas Imported Others RE (Included Domestic Hydro) สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งต่าง ๆ ช่วงปี 2025-2029
- 36. 36 SCB EIC Industryinsight : Power โรงไฟฟ้ำก๊ำซธรรมชำติ (IPP) ช่วงปี 2026-2029 ยังมีแผน COD 540 MW 1 โรงไฟฟ้ำของ Gulf-NPS (IPP) ขณะที่ แผน PDP 2024 ในช่วงปี 2028-2036 ยังมีแผนกำรสร้ำงทดแทนรำว 6,300 MW และปลดออกรวม 8,756 MW Natural gas power กาลังการผลิตโรงไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ตามแผน PDP 2024 เทียบกับ PDP 2018 Rev.1 ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ PDP 2018 rev.1, ร่าง AEDP 2024, ร่าง PDP 2024 และข้อมูลของ Gulf 32,112 35,996 21,480 6,300 Plan (2037) 540 Actual (6M-2025) Plan (2037) 36,536 27,780 -8,756 -4,332 PDP 2018 Rev. 1 PDP 2024 แผน Existing COD PPA หน่วย : MW 1,400 540 0 500 1,000 1,500 2025 (Actual) 2026F 2027F 2028F 2029F 0 0 กาหนดกาลังการผลิตส่งมอบ COD ที่ขายไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ หน่วย : MW โรงไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเพิ่มเข้าระบบการไฟฟ้า 1 โครงการ คือ Burapa Power (BPG) : Contract capacity 540 MW ปี 2027 ตามประกาศของ Gulf (Opp. Day 2Q 2025) โรงไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ตาม PDP 2024 จะลดลง ราว 8,756 MW เมื่อเทียบกับปัจจุบัน ถึงแม้จะมี กาลังการผลิตลดลง แต่ใน PDP 2024 มีแผนการก่อสร้างทดแทนราว 6,300 MW แบ่งเป็น 2 ส่วนดังนี้ • โรงไฟฟ้าของ กฟผ. จานวน 3,500 MW ที่จะทยอย COD ในปี 2028-2036 • โรงไฟฟ้าเอกชน จานวน 2,800 MW ที่จะทยอย COD ในปี 2033-2036 -190 -300 -318 -344 2025 2028 2031 2033 2034 2035 2037 -4,465 -801 -3,036 กาลังการผลิตโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่อาจถูกปรับออกจากระบบการไฟฟ้า (ครบสัญญา 25 ปี) หน่วย : MW ก๊าซธรรมชาติ ปี 2025-2037 จะมีโรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซ ธรรมชาติครบสัญญา 25 ปี และอาจ ถูกลดกาลังการผลิตหรือปลดออก คิดเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซฯรวม 9,454 MW
- 37. 37 SCB EIC Industryinsight : Power Demand ก๊ำซธรรมชำติในปี 2026-2029 คำดว่ำจะเติบโตขึ้นเล็กน้อยสอดคล้องกับกำรผลิตไฟฟ้ำที่ใช้ก๊ำซธรรมชำติ เป็นหลัก ขณะที่ Supply ก๊ำซฯ ปี 2026-2029 มีแผนกำรนำเข้ำเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนแหล่งอ่ำวไทยและเมียนมำที่ลดลง Natural gas power 18% 21% 59% 19% 19% 3% 62% 18% 18% 3% 63% 17% 18% 2% 61% 17% 20% 2% 61% 18% 21% 1% 61% 18% 20% 3% 60% 19% 20% 1% 59% 19% 20% 1% Electricity (EGAT/IPP/SPP) Industry GSP (เข้าโรงแยกก๊าซ) NGV (Transportation) 59% 17% 21% 3% 59% 4,368 4,394 4,143 1% 4,596 4,523 4,570 4,703 4,708 4,663 4,410 +1% +0.7% 15% 18% 2021 62% 16% 22% 2022 57% 12% 31% 2023 60% 11% 29% 2024 60% 11% 29% 2025F 58% 9% 33% 69% 2026F 57% 9% 34% 15% 2027F 48% 16% 44% 2028F 48% 6% 46% 8% Domestic Myanmar Import 2020 68% 2029F Demand Supply Demand-supply ก๊าซธรรมชาติในไทยปี 2019-2024 และคาดการณ์ ปี 2025-2029 หน่วย : MMSCFD ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสาหรับโรงไฟฟ้าในปี 2026 เติบโตเล็กน้อยที่ 1% (YOY) โดยปี 2027-2029 ก๊าซธรรมชาติจะยังเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าแต่มีอัตราการ เติบโตต่าที่ 0.7% จากความต้องการที่มากขึ้นสาหรับเป็นเชื้อเพลิงในกลุ่มอุตสาหกรรม ขณะที่โรงไฟฟ้ามีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติลดลง 16,828 (30%) 5,688 (10%) 33,796 (60%) 30,505 (46%) 5,879 (9%) 29,542 (45%) Jun-2025 2030 Natural gas Coal/Lignite & etc. Renewable ปริมาณการนาเข้าก๊าซธรรมชาติ (Import) ปี 2026-2029 ตามประมาณการจาก Gas plan 2024 มีแนวโน้มสูงขึ้น โดย SCB EIC ประเมินว่าในปี 2026 จะมีปริมาณการนาเข้าที่ 1,508 MMSFD หรือ 10.4 MTPA ส่วนปี 2027-2029 จะมีปริมาณการนาเข้าอยู่ที่ 1,599-2,145 MMSFD หรือ 11-15 MTPA หมายเหตุ : (1) ปริมาณก๊าซธรรมชาตินาเข้า (Import) จากประกาศของ EPPO ปี 2023 (2) ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาเพิ่มรวมกับสัญญาซื้อ LNG ปี 2037 ตามร่าง Gas Plan 2024 ของ EPPO ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ EPPO/ร่าง Gas Plan 2024
- 38. 38 SCB EIC Industryinsight : Power Capacity ของ LNG terminal รวม 3 แห่งจะสอดคล้องกับปริมำณ LNG import เพื่อรักษำระดับ Utilization rate ที่ 50-60% สอดคล้องกับแผนกำรจัดหำก๊ำซธรรมชำติของประเทศโดยจะมี PTT Group(T1/2/3) และ Gulf(T3 แบบ PPP) เป็นผู้ดำเนินกำร Natural gas power 4.6 5.2 5.8 6.8 10.1 9.6 11.5 10.4 11.1 14.3 14.8 40 50 53 51 58 53 62 64 10 20 30 40 50 60 70 80 0 5 10 15 20 25 30 35 19.0 2022 2023 2024 2025F 55 2026F 19.0 75 2028F 55 2029F 55 2027F 56 MTPA 2031F 56 Terminal Utilization Rate (%) 2032F 56 2030F 2033F 56 2019 2034F 2035F 45 2036F 2020 2021 12.1 12.7 16.5 17.4 16.4 16.7 16.7 2037F 16.7 15.8 18.6 19.2 48 36 9.1 16.7 Terminal Utilization Rate (EIC ประเมิน) Cumulative Terminal Capacity Historical - LNG Existing LT + Spot LNG Existing LT Potential Gas LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม EIC ประเมิน Capacity-Utilization ของ LNG terminal LMPT1-2 รวมถึง LMPT3 (Phase1) และ FSRU ที่วางแผนไว้ตาม Gas Plan 2024 หน่วย : Million Ton per Annum (LHS), % (RHS) ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูล EPPO/PTT/Gulf/ERC/EGAT LNG T-3ที่ได้ลงนามสัญญา EPC ในช่วง มิ.ย. 2025 ที่ผ่านมา โดยออกแบบให้รองรับ LNG 8 MTPA ที่มี แผน COD ปี 2029 เพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่มากขึ้นตาม และสามารถรองรับกรณีที่ Potential gas ไม่เป็นไปตามแผน รวมถึงกรณีต้องจัดหาเพิ่มเติมหากแหล่งในเมียนมาไม่สามารถจ่าย ก๊าซธรรมชาติได้ตามแผน T-1 T-2 T-3 LNG T-1 & T-2 ออกแบบรองรับ LNG 26.5 MTPA (11.5 + 7.5 MTPA) + FSRU (2MTPA) FSRU คาดว่าจะ operate 2036 เพื่อชดเชย แหล่งก๊าซ JDA A-18 สาหรับ ป้อนโรงไฟฟ้าในภาคใต้
- 39. 39 SCB EIC Industryinsight : Power ผลกระทบต่อผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าในไทยจาก Trump tariff ✓สนับสนุนการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มลดลงหรือทรงตัวในอนาคต (2026-2029) จากการเร่งเพิ่มโครงการผลิตก๊าซฯ ในสหรัฐฯ และโครงการผลิตก๊าซฯทั่วโลก ส่งผลให้ ราคาก๊าซฯ JKM ที่ไทยมีการนาเข้าโดยอ้างอิงราคา JKM มีแนวโน้มลดลง o การชะลอตัวของเศรษฐกิจไทยและเศรษฐกิจโลก โรงไฟฟ้าในไทยจะกระทบเชิงลบในระดับต่า จากการลดใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะไฟฟ้าที่ใช้ในการผลิต สินค้าเพื่อส่งออกและการตั้งโรงงานใหม่ลดลง o ชะลอการสนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในสหรัฐฯ แผนตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ในสหรัฐฯ มีแนวโน้มเติบโตลดลง จากการลดการอุดหนุน ของภาครัฐสหรัฐฯ 86 91 96 98 0 50 100 57% 17% 26% 2026F 66% 18% 16% 2027F 68% 20% 13% 2028F 70% 19% 2029F 46 62 71 79 แผนการติดตั้งโครงการพลังงานหมุนเวียน (Renewable energy) ในสหรัฐฯ หน่วย : GW Solar Photovoltaic Energy storage Wind Total original before ลด IRA โรงไฟฟ้ำก๊ำซธรรมชำติจะได้อำนิสงส์เชิงบวกจำกรำคำก๊ำซฯ นำเข้ำที่ลดลงจำกกำรที่ไทยเจรจำเปิดตลำดนำเข้ำ พลังงำนจำกสหรัฐฯ มำกขึ้น แต่อำจจะได้รับผลกระทบจำกกำรชะลอตัวทำงเศรษฐกิจที่ส่งผลให้กำรใช้ไฟฟ้ำลดลง ขณะที่ผู้พัฒนำโครงกำร RE ในสหรัฐฯ อำจได้รับผลกระทบจำกกำรตัดกำรสนับสนุนพลังงำนสะอำด ราคาก๊าซธรรมชาติในตลาด JKM และ Henry Hub ปี 2020-2029 หน่วย : ดอลลาร์สหรัฐ/MMBTU 12.7 11.3 10.0 9.1 8.7 3.6 3.8 3.7 0 5 10 15 2025F 2026F 2027F 3.9 2028F 4.1 2029F JKM Forecast Henry Hub Forcast ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ BloombergNEF Natural gas power
- 40. 40 SCB EIC Industryinsight : Power หน่วย : $ Billion ผู้ประกอบกำรโรงไฟฟ้ำก๊ำซธรรมชำติไทยเดินหน้ำศึกษำกำรใช้ไฮโดรเจนคำร์บอนต่ำเพื่อลดกำรปล่อยคำร์บอน อย่ำงไรก็ดี SCB EIC ประเมินว่ำหำกผสมไฮโดเจนกับก๊ำซฯ เพื่อผลิตไฟฟ้ำในปี 2030 ที่ 5% จะเพิ่มต้นทุนแก่โรงไฟฟ้ำ 9% และกระทบค่ำไฟฟ้ำ 1.6-1.7% หน่วย : ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปริมาณไฮโดรเจนคาร์บอนต่าที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า และผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 9 9 1.7 1.6 1.0 1.5 2.0 5 10 15 % % 2030F 2037F 151 141 0 2.000 4.000 5% 5% 2.866 2.683 ไฮโดรเจนที่ใช้ ทดแทน NG ผลกระทบค่าไฟฟ้า (แกนขวา) ผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (แกนซ้าย) ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ SCB EIC In focus : เจาะลึกไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่า แหล่งพลังงานใหม่ของแผนพลังงานปี 2024 และ Bloomberg NEF โรงไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นราว 9% จากการผสมไฮโดรเจน คาร์บอนต่าที่สัดส่วน 5% เนื่องจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ามีราคาที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติประมาณ 2 เท่าในปี 2030 และสูงกว่า 1.5 เท่าในปี 2037 การลงทุนในเทคโนโลยีไฮโดรเจนและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon capture & storage) ในปี 2030 14 123 170 202 266 0 50 100 150 200 250 300 2024 NGFS Low Demand BNEF NZS IEA NZE NGFS NZ by 2050 +752% ผู้ผลิตไฟฟ้าไทยที่เดินหน้าศึกษาเชื้อเพลิงไฮโดรเจนและ CCS ในการผลิตไฟฟ้า ความท้าทาย : ไฮโดรเจนคาร์บอนต่า (Blue หรือ Green) ยังต้องพึ่งพาการนาเข้ามาเพื่อป้อนผลิตไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลต่อต้นทุนที่สูงขึ้นและอาจมีความผันผวน ที่กระทบต่อผู้ผลิตไฟฟ้าและประชาชนได้ การลงทุนในเทคโนโลยีการผลิตไฮโดรเจนคาร์บอนต่าทั่วโลกมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากนโยบายการ ลดการปล่อยคาร์บอน สอดคล้องกับประเทศไทยที่ผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฯ และถ่านหินในไทยได้ เริ่มเดินหน้าศึกษาเทคโนโลยีเพื่อเตรียมพร้อมสาหรับนโยบายการผลิตไฟฟ้าในอนาคตของไทย ที่คาดว่าจะเริ่มบังคับใช้ในปี 2030 เป็นต้นไป Natural gas power
- 41. 41 SCB EIC Industryinsight : Power Coal power ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ PDP 2018 rev.1, ร่าง AEDP 2024 และร่าง PDP 2024 4,843 5,688 2,673 Plan (2037) Actual (M6-2025) Plan (2037) -2,170 -3,015 PDP 2024 โรงไฟฟ้ำถ่ำนหินคำดว่ำจะทยอยลดกำลังกำรผลิตลง โดยแผน PDP 2024 มีเป้ำลดกำลังกำรผลิตไฟฟ้ำจำกถ่ำนหิน เหลือ 2,673 MW ขณะเดียวกัน ผู้ผลิตได้เร่งศึกษำเทคโนโลยีลดกำรปล่อยคำร์บอนตำมเป้ำหมำยบริษัทและประเทศ แผน Existing COD กาลังการผลิตโรงไฟฟ้าจากถ่านหิน ตามแผน PDP 2024 เทียบกับ PDP 2018 Rev.1 หน่วย : MW ศึกษาเชื้อเพลิงทดแทนถ่านหินเพื่อลดการปล่อยคาร์บอนและเทคโนโลยีดักจับคาร์บอน โรงไฟฟ้าจากถ่านหินและลิกไนต์ตามแผน PDP 2024 จะไม่มีการสร้างเพิ่ม แต่จะทยอยปลดจนเหลือ 2,673 MW ในปี 2037 ส่วนราคาถ่านหินในตลาดโลกคาดว่าราคาถ่านหิน (Thermal coal) ในตลาดโลกมีแนวโน้ม ลดลงมาอยู่ที่ 118 USD/Ton ในปี 2025 และคาดว่าจะลดลงมาเหลือราว 92 USD/Ton ในปี 2029 โรงไฟฟ้าจากถ่านหินและลิกไนต์ของ GPSC และ EGCO เป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินหลัก (IPP) ที่ผลิตไฟฟ้าตามสัญญาขายไฟฟ้ากับ กฟผ. รวมประมาณ 2,000 MW ซึ่งคาดว่า จะผลิตไฟฟ้าจนถึงปี 2037 ทาให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินต้องเริ่มพัฒนาเทคโนโลยีต่าง ๆ ในการลดการปล่อยคาร์บอนตามนโยบายของบริษัทและประเทศ PDP 2018 Rev. 1 -120 -1,436 2025 2028 2031 0 ประเมินกาลังการผลิตโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจถูกปรับออกจากระบบการไฟฟ้า (ครบสัญญา 25 ปี) หน่วย : MW ปี 2025 และปี 2031 จะมีโรงไฟฟ้า ที่ใช้เชื้อเพลิงจากถ่านหินครบสัญญา 25 ปี ที่อาจถูกลดกาลังการผลิตหรือ ปลดออกรวม 1,556 MW
- 42. 42 SCB EIC Industryinsight : Power ภ Key takeaways : นัยต่อผู้ประกอบกำรโรงไฟฟ้ำและบทบำทภำครัฐ • ส่งเสริมความสามารถในการแข่งขันโดยลดต้นทุนโครงการและเพิ่ม ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า เพื่อเตรียมพร้อมนโยบายการปรับลดราคารับซื้อ จากภาครัฐในอนาคต อาทิ การขยายความร่วมมือกับ Technology provider สาหรับโรงไฟฟ้าพลังงานลม และระบบกักเก็บพลังงาน • พัฒนาโครงการหรือมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดที่ตอบโจทย์ อุตสาหกรรมแห่งอนาคต เช่น ไฟฟ้าสาหรับ AI & Cloud Data center และ อิเล็กทรอนิกส์ เป็นต้น • ขยายโอกาสทางธุรกิจการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่สามารถรองรับ Third Party Assessment (TPA) และ Direct PPA ได้ในอนาคต โดยเตรียมความพร้อมเรื่องการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ใหม่ เพื่อให้สามารถเริ่มผลิตไฟฟ้าได้ทันทีหลังจากมีการอนุญาต TPA และ Direct PPA ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า บทบาทภาครัฐ • เร่งอนุญาต Third Party Assessment (TPA) และ Direct PPA สาหรับ ธุรกิจทุกประเภทที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาด แบบค่อยเป็นค่อยไปในระยะแรก เช่น เริ่มจากผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ในนิคมอุตสาหกรรมซึ่งเป็นขอบเขตที่สามารถ บริหารจัดการได้ • จัดทาแผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) ให้สอดคล้องกับความต้องการ ไฟฟ้าในประเทศและพัฒนาการด้านเทคโนโลยี ตลอดจนเป้าหมาย Net zero 2050 ของประเทศโดยมีแนวทาง ดังนี้ • ตรวจสอบความเหมาะสมของสมมุติฐานที่ใช้ในการจัดทาแผน PDP อย่างสม่าเสมอ เช่น แนวโน้ม GDP ของประเทศ ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการผลิตไฟฟ้าใช้เองที่มีแนวโน้ม เพิ่มขึ้น เป็นต้น • กาหนดกรอบสัดส่วนประเภทของโรงไฟฟ้า โดยคานึงถึงประโยชน์ต่อเศรษฐกิจและพัฒนาการ ด้านเทคโนโลยีที่สอดคล้องกับศักยภาพของประเทศ • จัดทาแผนจากประมาณการ การผลิตไฟฟ้าโดยคานึงถึงการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าสะอาด ในระยะยาวตามเป้าหมาย Net zero ในปี 2050 • เร่งส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคอุตสาหกรรมและที่อยู่อาศัยให้ตอบโจทย์ ความต้องการของผู้ใช้ เช่น เร่งประกาศราชกิจจาฯ ลดภาษี 200,000 บาทสาหรับการ ติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป และเร่งจัดทาระบบ One-stop service สาหรับการขออนุญาตติดตั้ง โซลาร์รูฟท็อปในภาคอุตสาหกรรม* * อ่านรายละเอียดเพิ่มเติมจากบทความ SCB EIC Flash : ลดหย่อนภาษีติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป ตรงใจผู้บริโภค แต่ยังต้องมีมาตรการ เสริม และ SCB EIC In focus : ผู้บริโภคไทยคิดอย่างไรกับโซลาร์รูฟท็อป? เจาะอินไซต์สาคัญที่ภาครัฐและผู้ประกอบการต้องรู้ ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC Implication