公司新聞
泰國2021-2023 年發電行業展望
在 2021-2023 年期間，發電行業將在電力需求增加的支持下增長（預計每年增長 2.8-3.8%）。此外，該行業將受到政府在電力發展計劃和替代能源發展下的投資支持措施的推動。有了這個，我們預計屋頂太陽能、生物質能、沼氣和垃圾發電領域的參與者將進行更多投資。這些參與者將受益于政府支持，其形式為 2021-2024 年期間電力采購量的穩步增長，他們還將通過更好的成本控制和原材料獲取更具競爭力。然而，預計競爭將加劇，
概述
泰國發電行業的結構符合增強的單一買家模式，國家機構是國家電網電力的唯一買家和分銷商。泰國發電局 (EGAT) 既是生產商，又是通過從私營部門“獨立發電商”(IPP) 和“小型發電商”(SPP) 購買電力的電力購買者。它還壟斷了該國的電力分配。此外，大都會電力局 (MEA) 和省電力局 (PEA) 負責分配電力以及從“超小型電力生產商” (VSPP) 購買電力（圖 1）。
泰國發電行業最重要的特點如下： (i) 與其他商品不同，電力不能儲存，必須通過輸配電系統立即分配給用戶。(ii) 擴大容量以滿足未來需求需要長期規劃，因為根據發電廠的類型，電站需要 5-7 年的時間來建設。這個長期規劃是國家電力發展規劃，主要目標是確保電力供應足以滿足未來的需求。(iii) 因此，國家機構在管理發電和配電以及設定電價和投資目標以增加對國家電網的供應方面發揮著重要作用。
電力需求增長將取決于以下因素
內需上升。這將取決于經濟的健康狀況。一般來說，電力需求的增長速度是 GDP 增長率的 0.9-1.1 倍（圖 2）。2020年，需求的主要來源是工業、家庭和商業部門，分別占全國用電量的43.9%、28.3%和23.5%，其他占4.3%（圖3）。在工業部門中，食品行業是最大的消費行業，其次是鋼鐵和基本金屬、電子、汽車裝配和塑料生產。在服務業，服務式公寓和賓館的需求最為強勁，其次是百貨公司、酒店、零售商和批發業務。
政府政策： (i) 電力發展計劃 (PDP) 和替代能源發展計劃 (AEDP) 列出了每種發電廠所需的總發電量[1]。(ii) 他們還制定了可再生能源的定價（因為可再生能源發電的成本高于化石燃料（即天然氣、煤炭和石油）生產的電力），現在用于確定上網電價[2 ] （合身）。以前，加法器系統用于計算付款3/（框 1）。(iii) 政府還計劃擴大配電網絡，以支持不斷增加的發電能力，尤其是可再生能源發電能力。
私營電力生產商在該行業的作用越來越大，特別是對于 VSPP（圖 4）。2020 年，私營部門控制了 56.1% 的發電量，分為 IPP（占總電力供應的 28.7%）、SPP（19.1%）和 VSPP（8.3%）。剩余的 43.9% 由 EGAT 生產，該公司還負責從鄰國購買電力。
發電廠運營商可以根據燃料來源分為兩組。
化石燃料。這包括以天然氣、煤/褐煤和石油為燃料的工廠，以及大型水力發電廠。2020 年，泰國 55.3% 的電力以天然氣為燃料（低于 2010 年的 72.0%），其次是煤炭、水電和石油（圖 5）。
可再生能源和替代資源。這包括以生物質（通常是農業廢棄物）、沼氣（包括肥料、來自農業加工工業的廢水和生物能源作物）、廢棄物（消費和工業）、太陽能、風能和微型水力發電廠為燃料的植物。這些來源的電力在 2020 年占全國電力消耗的 10.0%，而 2010 年僅為 2.1%。
目前，泰國灣的天然氣探明儲量 (P1) 為 4.9 trn 立方英尺[4]，而全國年消費量為 1.3 trn 立方英尺（來源：礦物燃料部，2019 年 12 月）。這意味著泰國的供應量僅夠再過 4 年，之后我們將不得不進口天然氣，很可能是從緬甸進口的。因此，PDP 強調在發電中增加使用可再生能源。
發電行業主要分為三大類私營部門參與者。
獨立電力生產商 (IPP)
總裝機容量：超過 90 兆瓦。這些生產商主要使用天然氣和煤炭為其發電站提供燃料。最重要的參與者是 (i) Ratchaburi Electric Generation Holdings, (ii) Gulf JP NS, (iii) Gulf JP UT, (iv) Gulf Power Generation, (v) Ratchaburi Power, (vi) BLCP Power, (vii) Electricity發電，(viii) Glow IPP，(ix) Global Power Synergy，(x) Gheco-One，和 (xi) Eastern Power & Electric。
收入：由于 IPP 與 EGAT 簽訂長期（25 年）供電合同，該組參與者的收入面臨低風險。收入來自兩個來源：(i) 與 EGAT 的合同中規定的有保證的“最低攝入量”，以及 (ii) 直接向電網供電以滿足需求。因此，他們的收入取決于國家電力消耗，盡管一些參與者也從他們對海外發電設施的投資中獲得收益，包括緬甸、老撾人民民主共和國、印度尼西亞、菲律賓和澳大利亞。
小型電力生產商 (SPP)
成為 SPP 所需的裝機容量：10-90 兆瓦。SPP 通常使用天然氣、煤炭、石油和可再生能源發電，并主要出售給 EGAT。他們的一小部分產出出售給位于 SPP 發電站附近的工業消費者。SPP 可以分為（i）“固定”型 SPP，它們有 20-25 年的合同向 EGAT 供電，通常以天然氣或煤炭為燃料，以及（ii）“非固定”SPP，它們有 5 年的合同（可以以 5 年為增量延長），通常由太陽能、風能、廢物和生物質等可再生能源提供燃料。
收入： SPP 有兩個主要的收入來源。(i) 源自與 EGAT 的長期合同，與 IPP 合同一樣，具有最低收入保證。這意味著 SPP 僅面臨輕微的盈利疲軟風險。(ii) 源自向位于發電站附近的工業消費者供電。但是，該收入可能會根據整體經濟狀況和各個行業周期而波動。除此之外，一些參與者還從海外電力資產的投資中獲得回報，包括日本、中國和臺灣的太陽能發電資產，以及越南的風力發電資產。
超小型電力生產商 (VSPP)
符合 VSPP 條件的裝機容量：低于 10 兆瓦。VSPP 通常使用可再生能源（包括太陽能、風能、水電、生物質、沼氣和廢物）發電供自己使用，并將任何剩余產量以特定發電的上網電價 (FiT) 確定的價格出售給 MEA 或 PEA只要項目運行，技術和其他情況（方框 1）。大多數銷售可再生能源電力的 VSPP 都涉及工程、設計、采購和建設，或太陽能電池和相關設備的制造商，因為這些運營商擁有安裝和維護可再生電力系統所需的專業知識。
收入： VSPP 根據合同規定的條件向 MEA 或 PEA 供電。他們將在電力進入電網時收到付款（即這是一個 COD 系統）。由于建設和裝備生產場地的高成本，從自然資源（即太陽能、風能或水力發電）發電的企業在最初的 1-2 年內可能會虧損，但在此初始階段之后，情況將有所改善電力銷售收入的支持。然而，由于原材料獲取渠道有限且價格波動，對于利用生物質、沼氣和廢物發電的企業來說，收益可能會波動.
在 2010 年至 2020 年期間，在 AEDP 的政府支持下，以及從這組供應商那里購買電力的增加，SPP 和 VSPP 生產的電力份額激增。到 2020 年，它們對國家能源結構的貢獻已從 2010 年的 0.7% 躍升至通過電網銷售的所有電力的 5.4%（圖 6）。在證券交易所上市并通過可再生能源發電的能源行業主要參與者包括 Energy Absolute (EA)（太陽能和風能）、SPCG（太陽能）、Gunkul（太陽能、風能和生物質能）、TPC Power Holdings（ TPCH)（生物質）、泰國太陽能 (TSE)（太陽能和生物質）和電力解決方案技術 (PSTC)（太陽能、生物質和沼氣）（圖 7）。其中一些公司還在國外投資基于可再生能源的發電資產。
情況
2020 年全國用電量下降 3.1% 至 187,046 吉瓦時 (GWh)（圖 8）。隨著 COVID-19 的傳播和隨之而來的經濟放緩，全年需求下降。這體現在商業（-10.5%）和工業部門（-4.6%）的電力需求在歷史上急劇下降，這兩個部門合計占全國電力需求的 67.4%。報告電力消耗最嚴重下滑的企業往往是與旅游業相關的企業，包括酒店（需求下降 36.4%）、餐館（-18.4%）、百貨商店（-15.5%）以及公寓和賓館（- 9.6%）。在工業領域，紡織品生產（-18.9%）、汽車裝配（-18.7%）、鋼鐵和基本金屬（-8.9%）以及化學品（-4.1%）跌幅最大。然而，在家庭領域，在家工作的熱潮（尤其是在第二季度）有助于將需求推向相反的方向，在 2020 年全年，這一數字增長了 7.4%。峰值需求下降 7.2% 至 28,636.7 兆瓦，低于 2019 年創紀錄的 30,853.2 兆瓦。
2020年全國發電量下降2.9%至205,995 GWh。EGAT（占全國總供應量 32.3%）的發電量增加了 1.9%，私營部門發電商（占總供應量的 53.4%）減少了 9.3%。在私營部門中，IPPs（占總供應量的 22.0%）減少了 17.9%，而SPPs （占總供應量的 26.0%）和VSPPs（占總供應量的 5.4%）分別減少了 2.1% 和 2.5%（圖9）。能源方面，天然氣（占總發電量的 55.3%）和可再生能源（占供應量的 10.0%）發電量分別下降 6.3% 和 4.2%，而煤炭（17.9%）和進口（14.3%）的供應量分別增長 2.8% 和 15.7%。
2020 年，根據合同出售給電網的可再生能源裝機容量增長 1.4% 至 9,053 兆瓦[5]（圖 10），其中沼氣發電增長 3.3%，垃圾發電增長 3.1%生物質為 2.7%。然而，實際發電量僅實現了 AEDP2015 中制定的到 2036 年實現 16,778 兆瓦可再生能源供應目標的 53%。按細分市場來看，生物質發電表現最好，供應量現在是目標的 63%，其次是垃圾發電（占目標供應的 59%）、小水電（51%）、太陽能（50%）、風能（50%）和沼氣（43%）（圖 11）。
2020 年，共有 979 個基于可再生能源的 SPP 和 VSPP 已通過其官方“商業運營日期”（COD），從而為電網供電。這包括在 Adder 和 FiT 計劃下運營的那些，它們的總合同容量為 5,004.1 MW。年內，垃圾發電項目數量增長 3.6%，而生物質項目數量增長 2.0%（專欄 2）。
外部
2021-2023 年期間，私營部門發電商的前景將得到改善，這得益于 PDP 中規定的經濟復蘇和政府支持對該行業進行更多投資。
預計國內總用電量將平均每年增加 2.8-3.8% [6]。這將受到經濟預期復蘇的推動（圖 12），這將提振商業和工業部門的電力需求。家庭部門的需求也將繼續上升，這得益于定期在家工作的需求，尤其是在 2021 年。
2018-2037 年電力發展規劃（PDP2018，第 1 次修訂）鼓勵擴大私營部門裝機容量和投資新建電站，目標如下。
該計劃的目標是到 2037 年實現 56,431 兆瓦的裝機容量（表 4）。該供應將來自以下來源：(i) 天然氣貢獻將保持在 53% 不變；(ii) 可再生能源發電將發揮更大作用，其貢獻率從 20% 上升至 21%；(iii) 燃煤發電將從 12% 降至 11%（表 5）。
PDP2018 和 AEDP2018 中制定的路線圖將支持增加對可再生能源發電的投資。到 2037 年，購買可再生能源電力的總體目標設定為 18,696 兆瓦，其中包括：(i) 520 兆瓦來自發電廠，符合政府對該行業的計劃支持。從 2022 年到 2024 年，400 兆瓦將來自垃圾發電，120 兆瓦將來自泰國南部政府運營的沼氣設施（“Pracharat”發電廠）；(ii) 根據 AEDP，18,176 兆瓦來自可再生能源項目，其中包括 2020-2024 年來自當地社區的生物質能、沼氣（來自廢水和能源作物）和太陽能混合系統發電能力的 1,933 兆瓦新容量，以及 270 兆瓦的風電，將于 2022-2024 年投產（表 6）。
從 2024 年起，預計消費者電費平均為 3.64 泰銖/單位，高于該計劃早期版本中規定的 3.58 泰銖/單位。這部分是由于從社區一級的生產商那里購買電力，政府已將初始購買價格定為 3-5 泰銖/單位，旨在鼓勵對可再生能源進行更多投資
上述因素將鼓勵對三類發電項目進行更多投資，如下所述。
對于獨立發電企業來說，未來一段時期內應該會有大量新電站的競標。政府將在 2021 年至 2022 年期間為該國西部約 700 兆瓦的容量招標，以取代 8,300 兆瓦的天然氣發電廠，這些發電廠將逐漸達到其供應合同的期限，并在 2018 年失去電網接入。2025-2027 年。
SPP 將增加新電站的裝機容量和投資，特別是合同將于 2019-2025 年到期的天然氣熱電聯產電站[7]。SPP 還將以混合燃料發電或“SPP 混合公司”的形式投資于可再生能源，泰國當局越來越多地支持這種方式。這些電力供應商現在將在未來 20 年以 3.69 泰銖/單位的上網電價支付，高于 2019 年收到的 3.66 泰銖/單位。
預計 VSPP 將從 2021 年起加大投資力度，特別是在太陽能屋頂、生物質能、沼氣和垃圾發電項目中。根據 PDP 和 AEDP，政府通過增加從這些供應商處購買電力來支持這些細分市場。對于生物質生產商，政府計劃每年從社區級生產商購買 100 兆瓦的供應，并從南部的 Pracharat 發電廠每年再購買 60 兆瓦。對于沼氣部分，政府打算每年從社區級發電廠購買 100 兆瓦的電力，這些發電廠利用能源作物發電。對于垃圾發電項目，政府計劃在 2018-2037 年間購買 400 兆瓦的電力。這些參與者在獲得原材料和成本方面通常也具有競爭力。對于活躍在風電領域的玩家，
在未來一段時間內，隨著 PDP 的規定鼓勵大型企業投資額外產能，該行業的競爭將趨于加劇。這些規定有足夠的基本負荷發電廠準備就緒并連接到電網，盡管 PDP 也為從私營部門購買額外電力打開了大門，特別是可再生能源。因此，能夠獲得必要融資和技術的大型運營商（IPP 和 SPP）將有機會投資于使用可再生能源運行的新發電廠并擴大其可再生能源裝機容量。同時，具有工程、采購和建筑背景的參與者擁有安裝電氣系統或制造太陽能設備的必要專業知識。這些運營商已開始向電網提供可再生能源。這種增加的活動水平將轉化為更高水平的競爭，
該行業未來面臨的挑戰將傾向于圍繞使用技術和創新來利用可再生能源發電以及這對電力生產效率及其環境影響和成本的影響。(i) 太陽能電池成本的急劇下降現在使太陽能能夠在價格上與其他來源的電力進行有效競爭。對于家庭住宅、辦公樓和工廠的屋頂太陽能裝置尤其如此。(ii) 對生產半固態電池的投資將是提高可再生能源生產效率的重要因素（例如，太陽能和風能電力，或混合能源）。(iii) 發展智能儲能系統（ESS）將提高儲能和使用效率。目前，
此外，政府政策的變化為私營部門更多地參與能源生產開辟了道路，例如通過引入私人購電協議。這些為私營部門參與者提供了一種直接向彼此出售電力的機制，這將導致消費者也充當電力生產者和零售商[9]（或所謂的“產消者”）。這對于太陽能生產商來說尤其重要，因為最近，太陽能發電的成本已經暴跌，從 2016 年的 6-7 泰銖/單位降至現在的 2 泰銖/單位，這將激勵消費者越來越多地開始自己發電，盡管在實踐中，技術問題仍然存在，在可再生能源在為電網供電方面發揮主要作用之前仍需要解決這些問題。其中包括克服電力輸出波動對電網供應的影響，
Krungsri Research 的觀點
隨著經濟前景的改善，電力需求增加，玩家將在 2021-2023 年看到更強勁的收入增長。然而，該行業的競爭變得更加激烈，因為可再生能源的影響越來越大，這可能會限制收入增長。
獨立發電企業：由于國內電力消費增加和海外投資回報增加，收入應該會增加。在國內，受修訂的 PDP2018 計劃的鼓勵，將增加對可再生能源的投資，該計劃允許在 2021 年至 2022 年期間對僅 700 兆瓦的發電容量進行競爭性招標，以取代燃氣發電站。在海外，緬甸、老撾人民民主共和國、印度尼西亞、菲律賓、澳大利亞和日本將增加對新建天然氣和燃煤發電站以及可再生能源（尤其是太陽能和風能）的投資。
SPPs：收入將穩步增長，原因是：(i) 熱電聯產天然氣發電站（將在 2019-2025 年合同到期）仍能夠為工業園區和莊園供電；(ii) “SPP 混合公司”形式的新可再生能源項目，其燃料成本將低于電力消費價格（成本約為 1.81 泰銖/單位，而消費價格約為 3.60 泰銖/單位）；(iii) 東部經濟走廊 (EEC) 的新電力生產，其需求將在不久的將來上升。
VSPP：收入將在強勁需求的推動下繼續增長，但投資機會可能僅限于受益于經修訂的 PDP 和 AEDP 中規定的政府支持措施的生產商，特別是私人屋頂太陽能、生物質能、沼氣和垃圾發電政府計劃增加電力采購的項目。投資生物質、沼氣和垃圾發電項目的市場新進入者可能會遇到采購投入的困難，而政府從新的風力發電項目購買電力應在 2022-2024 年開始。但競爭將趨于激烈因為現有運營商一直在擴大發電能力，并且有幾家新進入者。值得注意的是，擁有巨大財務和技術實力的參與者的影響力越來越大，例如 IPP 和 SPP，以及具有工程、采購和施工背景的參與者，因為他們擁有安裝電氣系統或制造太陽能設備的必要專業知識。為了建立新的收入來源，這些運營商已開始向電網提供可再生能源。
[1] 過去，這是一個 15 年的框架，后來延長到 20 年。當時，能源政策和規劃辦公室 (EPPO) 與替代能源發展和效率部 (DEDE) 合作進行了規劃，但 2018-2037 年的規劃屬于 PDP 和 AEDP 的職權范圍。
[2] 購買電力的凈價是根據供應合同運行的 20-25 年內不同類型電力生產的實際成本確定的。這些是通過能源監管委員會辦公室 (ERC) 組織的競標過程分配的。
[3] 在該系統下，在 7 年的供電期內，向電網出售的電力成本會增加額外的費用。該系統的入場是先到先得。
[4] 儲量位于已勘探的礦床中。已經根據國家法律批準的計劃已經到位，以開發這些儲量，并且提取這種氣體應該是商業上可行
的 [5] 包括系統外使用的容量（例如，由自用業務），但不包括來自大型水電的 2,906 兆瓦容量。
[6] 假設 (i) 節能措施每年覆蓋 10 億個單位，并且 (ii) 一些為自己生產電力 (IPS) 的私營部門參與者不向 EGAT 分配電力和/或將其直接出售給他們的客戶，但目前數據僅適用于發電量超過 1 兆瓦的客戶。
[7] 這規定 SPP 應建造新的發電站，并將由此產生的電力出售給 EGAT。這些發電廠應使用與以前相同的來源發電，并應按天然氣或煤炭發電的費率支付費用。
[8] 投標按固定上網電價折現率從高到低的順序排列。提供最大折扣的 VSPP 將被考慮選擇，同時考慮到所使用的發電系統的潛力和將提供給電網的電量，相對于目標購買
[9] EGAT 將其定義為由消費者生產。根據該計劃，安裝了太陽能屋頂的消費者可以將多余的電力出售給附近的房屋
來源：Krungsri
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