บล.เคจีไอ (ประเทศไทย):
Power Sector
PDP2026 draft ที่ออกมา เรามีมุมมองอย่างไร…? (Overweight Maintained)
Event
แนวโน้มอุตสาหกรรมจาก PDP2026 draft
Impact
ร่างแผน PDP2026 (2026-50) จำกัดการเติบโตของก๊าซธรรมชาติ พร้อมบีบทางเลือกต่อสัญญา PPA เก่า
ร่าง PDP2026 ปรับลดการเติบโตของความต้องการไฟฟ้าที่คาดการณ์ลงเหลือ 2.49% ต่อปี (จากเดิม 3.1%) และกำหนดเกณฑ์ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ไว้ไม่เกิน 1.0 วัน/ปี ส่งผลให้การเพิ่มกำลังการผลิตจากโรงไฟฟ้าก๊าซ (CCGT) ใหม่ในปี 2026–37 ถูกจำกัดไว้เพียง 9,100MW (17.9% ของกำลังการผลิตใหม่ทั้งหมด 50,900MW) (รูปที่ 4-5) ซึ่งเป็นการเปลี่ยนบทบาทของโรงไฟฟ้าก๊าซจากการเป็นเครื่องจักรขับเคลื่อนการเติบโต ไปเป็นสินทรัพย์สำรองที่ยืดหยุ่นและเป็นโรงไฟฟ้าฐานเพื่อสนับสนุนความน่าเชื่อถือระบบ อีกทั้งแผนดังกล่าวยังกำหนดแนวทางที่เข้มงวดขึ้นสำหรับสัญญา PPA ก๊าซเดิมเมื่อสัญญา IPP และ SPP หมดอายุ โดยการต่อสัญญาจะจำกัดเฉพาะโรงไฟฟ้าที่จำเป็นต่อความมั่นคงเชิงพื้นที่เพื่อลด CAPEX ของระบบ ส่วนกลไก Adder และส่วนต่างราคาซื้อขายเดิมจะไม่ได้รับการต่ออายุ ซึ่งจะกดดันให้ผู้ประกอบการต้องเร่งสร้างกระแสเงินสดสูงสุดจาก PPA ที่มีอยู่เดิม และหันไปลงทุนใหม่ในพลังงานสะอาดเพื่อบรรเทารายได้ที่อาจหายไปและความเสี่ยงจากภาวะสินทรัพย์ด้อยค่า
โครงสร้างสัดส่วนพลังงานของไทยสู่ปี 2050: การปรับเปลี่ยนเชิงโครงสร้างมุ่งสู่พลังงานสะอาด
กำลังการผลิตติดตั้งรวมของไทยถูกคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจาก 54,662MW ในปี 2026F เป็น 185,000–253,000MW ในปี 2050 หรือเติบโตขึ้น 3.4–4.6x การเปลี่ยนแปลงสำคัญอยู่ที่สัดส่วนเชื้อเพลิง โดยพลังงานสะอาด/พลังงานหมุนเวียน (RE) จะเพิ่มขึ้นจาก 20–22% (11,000–12,000MW) ในปัจจุบัน ซึ่งมีก๊าซธรรมชาติเป็นสัดส่วนหลักมากกว่า 55% ขึ้นไปเป็น 65–89% ของกำลังการผลิตรวมในปี 2050 ขณะที่สัดส่วนก๊าซธรรมชาติจะเหลือต่ำกว่า 20–30% โดยโรงไฟฟ้าที่เหลืออยู่จะต้องพึ่งพาเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) หรือไฮโดรเจนสีเขียวเพิ่มขึ้นเพื่อลดการปล่อยก๊าซ
กำลังการผลิตใหม่ 50.9GW: พลังงานหมุนเวียนนำทัพ รองรับความต้องการจาก Data Center และ EV
ในช่วง 12 ปีแรกของ PDP2026 (2026–37) ไทยจะเพิ่มกำลังการผลิตใหม่รวม 50,900MW (50.9GW) นำโดยพลังงานแสงอาทิตย์ 24,300MW (47.7%), ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) 14,500MW (28.5%), พลังงานลม 2,700MW (5.3%) และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) นำร่อง 300MW โดยมี CCGT อยู่ที่ 9,100MW (17.9%) ทั้งนี้ พลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานรวมกันคิดเป็น 76.2% ของกำลังการผลิตใหม่ สะท้อนถึงการปรับเปลี่ยนเชิงโครงสร้างไปสู่พลังงานสะอาดเพื่อรองรับความต้องการใหม่ที่เกิดขึ้น โดยเฉพาะจาก Data Center และภาระงาน AI ซึ่งคาดว่าจะเพิ่มความต้องการไฟฟ้าอีก 42,468–55,744GWh และ EV ซึ่งคาดว่าจะเพิ่มอีก 91,736GWh นอกจากนี้ แผนดังกล่าวยังเปิดช่องทางการเติบโตใหม่ของ Direct PPA ขนาด 2,000MW (2GW) ซึ่งช่วยให้เอกชนจัดหาพลังงานสีเขียวได้โดยตรง และสนับสนุนการลงทุนและการขยายฐานผลิตของบริษัทเกรดระดับโลกมายังประเทศไทย
ต้นทุนค่าไฟฟ้า การอัปเกรดระบบโครงข่าย และกลยุทธ์ PPA แบบ “Clean Swap”
เพื่อรักษาอัตราค่าไฟฟ้าปลีกเฉลี่ยให้อยู่ต่ำกว่า 4.00 บาท/หน่วย ตลอดแผน PDP2026 จึงให้ความสำคัญกับ RE + BESS มากกว่าก๊าซ + CCS โดยกรณีที่ 2 (CCGT + CCS) มีต้นทุนไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8859 บาท/หน่วย (รูปที่ 6-8) (เทียบกับ 3.8297 บาท/หน่วย ในกรณีที่ 3 (RE + BESS)) แม้จะต้องใช้เงินลงทุนเพิ่มเติมในระบบเชื่อมต่อ RE และระบบส่งประมาณ 7 แสนล้านบาทก็ตาม ความได้เปรียบด้านต้นทุนนี้สนับสนุนกลยุทธ์การทดแทน PPA หรือ “Clean Swap” ซึ่งเป็นการทดแทน PPA ฟอสซิลที่หมดอายุด้วยพลังงานหมุนเวียน + BESS แทนที่จะเพิ่มกำลังการผลิตก๊าซใหม่ ควบคู่กันนี้ แผนดังกล่าวยังเร่งรัดการพัฒนา Smart Grid, VPP และ Demand Response โดยตั้งเป้าไว้ที่ 2,800MW ขณะเดียวกันก็เตรียมขยายขนาด SMR เป็น 9,000MW หลังปี 2037 เพื่อเป็น New S-Curve สำหรับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย
Valuation & Action
เราคงคำแนะนำ Overweight โดยเรามองว่า GPSC และ GULF เป็นผู้ชนะเชิงโครงสร้างหลักที่จะได้รับประโยชน์และครองสัดส่วนหลัก (Lion’s Share) ในโครงการพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานระดับสาธารณูปโภค (Utility-scale RE/BESS) พลังงานก๊าซธรรมชาติ และ Data Center ขณะที่ BGRIM จะสามารถสร้างรายได้จากฐานโครงข่ายไฟฟ้าจุลภาคสำหรับภาคอุตสาหกรรม (Industrial Microgrid) ผ่านโครงการ Direct PPA และความต้องการไฟฟ้าจาก DC ขนาดใหญ่ระดับ Hyperscale สำหรับ RATCH และ EGCO จะเป็นผู้ได้รับประโยชน์ในกลุ่มรองลงมา จากสไตล์การดำเนินธุรกิจที่อนุรักษนิยมมากกว่า โดยได้รับปัจจัยหนุนจากการเพิ่มกำลังการผลิตใหม่ การต่ออายุสัญญา PPA เดิม และการนำสินทรัพย์มาหมุนเวียนสร้างมูลค่าใหม่ (Asset Recycling) (รูปที่ 2-3)
Risks
การปิดซ่อมบำรุงนอกแผนงาน, ต้นทุนบานปลาย, ความผันผวนของ FX และอัตราดอกเบี้ย
