在 2021-2023 年期间，发电行业将在电力需求增加的支持下增长（预计每年增长 2.8-3.8%）。此外，该行业将受到政府在电力发展计划和替代能源发展下的投资支持措施的推动。有了这个，我们预计屋顶太阳能、生物质能、沼气和垃圾发电领域的参与者将进行更多投资。这些参与者将受益于政府支持，其形式为 2021-2024 年期间电力采购量的稳步增长，他们还将通过更好的成本控制和原材料获取更具竞争力。然而，预计竞争将加剧，

概述

泰国发电行业的结构符合增强的单一买家模式，国家机构是国家电网电力的唯一买家和分销商。泰国发电局 (EGAT) 既是生产商，又是通过从私营部门“独立发电商”(IPP) 和“小型发电商”(SPP) 购买电力的电力购买者。它还垄断了该国的电力分配。此外，大都会电力局 (MEA) 和省电力局 (PEA) 负责分配电力以及从“超小型电力生产商” (VSPP) 购买电力（图 1）。
 

泰国发电行业最重要的特点如下： (i) 与其他商品不同，电力不能储存，必须通过输配电系统立即分配给用户。(ii) 扩大容量以满足未来需求需要长期规划，因为根据发电厂的类型，电站需要 5-7 年的时间来建设。这个长期规划是国家电力发展规划，主要目标是确保电力供应足以满足未来的需求。(iii) 因此，国家机构在管理发电和配电以及设定电价和投资目标以增加对国家电网的供应方面发挥着重要作用。

电力需求增长将取决于以下因素

• 内需上升。这将取决于经济的健康状况。一般来说，电力需求的增长速度是 GDP 增长率的 0.9-1.1 倍（图 2）。2020年，需求的主要来源是工业、家庭和商业部门，分别占全国用电量的43.9%、28.3%和23.5%，其他占4.3%（图3）。在工业部门中，食品行业是最大的消费行业，其次是钢铁和基本金属、电子、汽车装配和塑料生产。在服务业，服务式公寓和宾馆的需求最为强劲，其次是百货公司、酒店、零售商和批发业务。

• 政府政策： (i) 电力发展计划 (PDP) 和替代能源发展计划 (AEDP) 列出了每种发电厂所需的总发电量[1]。(ii) 他们还制定了可再生能源的定价（因为可再生能源发电的成本高于化石燃料（即天然气、煤炭和石油）生产的电力），现在用于确定上网电价[2 ] （合身）。以前，加法器系统用于计算付款3/（框 1）。(iii) 政府还计划扩大配电网络，以支持不断增加的发电能力，尤其是可再生能源发电能力。

私营电力生产商在该行业的作用越来越大，特别是对于 VSPP（图 4）。2020 年，私营部门控制了 56.1% 的发电量，分为 IPP（占总电力供应的 28.7%）、SPP（19.1%）和 VSPP（8.3%）。剩余的 43.9% 由 EGAT 生产，该公司还负责从邻国购买电力。
 

发电厂运营商可以根据燃料来源分为两组。

• 化石燃料。这包括以天然气、煤/褐煤和石油为燃料的工厂，以及大型水力发电厂。2020 年，泰国 55.3% 的电力以天然气为燃料（低于 2010 年的 72.0%），其次是煤炭、水电和石油（图 5）。

• 可再生能源和替代资源。这包括以生物质（通常是农业废弃物）、沼气（包括肥料、来自农业加工工业的废水和生物能源作物）、废弃物（消费和工业）、太阳能、风能和微型水力发电厂为燃料的植物。这些来源的电力在 2020 年占全国电力消耗的 10.0%，而 2010 年仅为 2.1%。

目前，泰国湾的天然气探明储量 (P1) 为 4.9 trn 立方英尺[4]，而全国年消费量为 1.3 trn 立方英尺（来源：矿物燃料部，2019 年 12 月）。这意味着泰国的供应量仅够再过 4 年，之后我们将不得不进口天然气，很可能是从缅甸进口的。因此，PDP 强调在发电中增加使用可再生能源。

发电行业主要分为三大类私营部门参与者。

• 独立电力生产商 (IPP)

• 总装机容量：超过 90 兆瓦。这些生产商主要使用天然气和煤炭为其发电站提供燃料。最重要的参与者是 (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发电，(viii) Glow IPP，(ix) Global Power Synergy，(x) Gheco-One，和 (xi) Eastern Power & Electric。

• 收入：由于 IPP 与 EGAT 签订长期（25 年）供电合同，该组参与者的收入面临低风险。收入来自两个来源：(i) 与 EGAT 的合同中规定的有保证的“最低摄入量”，以及 (ii) 直接向电网供电以满足需求。因此，他们的收入取决于国家电力消耗，尽管一些参与者也从他们对海外发电设施的投资中获得收益，包括缅甸、老挝人民民主共和国、印度尼西亚、菲律宾和澳大利亚。



• 小型电力生产商 (SPP)

• 成为 SPP 所需的装机容量：10-90 兆瓦。SPP 通常使用天然气、煤炭、石油和可再生能源发电，并主要出售给 EGAT。他们的一小部分产出出售给位于 SPP 发电站附近的工业消费者。SPP 可以分为（i）“固定”型 SPP，它们有 20-25 年的合同向 EGAT 供电，通常以天然气或煤炭为燃料，以及（ii）“非固定”SPP，它们有 5 年的合同（可以以 5 年为增量延长），通常由太阳能、风能、废物和生物质等可再生能源提供燃料。

• 收入： SPP 有两个主要的收入来源。(i) 源自与 EGAT 的长期合同，与 IPP 合同一样，具有最低收入保证。这意味着 SPP 仅面临轻微的盈利疲软风险。(ii) 源自向位于发电站附近的工业消费者供电。但是，该收入可能会根据整体经济状况和各个行业周期而波动。除此之外，一些参与者还从海外电力资产的投资中获得回报，包括日本、中国和台湾的太阳能发电资产，以及越南的风力发电资产。

• 超小型电力生产商 (VSPP)

• 符合 VSPP 条件的装机容量：低于 10 兆瓦。VSPP 通常使用可再生能源（包括太阳能、风能、水电、生物质、沼气和废物）发电供自己使用，并将任何剩余产量以特定发电的上网电价 (FiT) 确定的价格出售给 MEA 或 PEA只要项目运行，技术和其他情况（方框 1）。大多数销售可再生能源电力的 VSPP 都涉及工程、设计、采购和建设，或太阳能电池和相关设备的制造商，因为这些运营商拥有安装和维护可再生电力系统所需的专业知识。

• 收入： VSPP 根据合同规定的条件向 MEA 或 PEA 供电。他们将在电力进入电网时收到付款（即这是一个 COD 系统）。由于建设和装备生产场地的高成本，从自然资源（即太阳能、风能或水力发电）发电的企业在最初的 1-2 年内可能会亏损，但在此初始阶段之后，情况将有所改善电力销售收入的支持。然而，由于原材料获取渠道有限且价格波动，对于利用生物质、沼气和废物发电的企业来说，收益可能会波动.

在 2010 年至 2020 年期间，在 AEDP 的政府支持下，以及从这组供应商那里购买电力的增加，SPP 和 VSPP 生产的电力份额激增。到 2020 年，它们对国家能源结构的贡献已从 2010 年的 0.7% 跃升至通过电网销售的所有电力的 5.4%（图 6）。在证券交易所上市并通过可再生能源发电的能源行业主要参与者包括 Energy Absolute (EA)（太阳能和风能）、SPCG（太阳能）、Gunkul（太阳能、风能和生物质能）、TPC Power Holdings（ TPCH)（生物质）、泰国太阳能 (TSE)（太阳能和生物质）和电力解决方案技术 (PSTC)（太阳能、生物质和沼气）（图 7）。其中一些公司还在国外投资基于可再生能源的发电资产。

情况

2020 年全国用电量下降 3.1% 至 187,046 吉瓦时 (GWh)（图 8）。随着 COVID-19 的传播和随之而来的经济放缓，全年需求下降。这体现在商业（-10.5%）和工业部门（-4.6%）的电力需求在历史上急剧下降，这两个部门合计占全国电力需求的 67.4%。报告电力消耗最严重下滑的企业往往是与旅游业相关的企业，包括酒店（需求下降 36.4%）、餐馆（-18.4%）、百货商店（-15.5%）以及公寓和宾馆（- 9.6%）。在工业领域，纺织品生产（-18.9%）、汽车装配（-18.7%）、钢铁和基本金属（-8.9%）以及化学品（-4.1%）跌幅最大。然而，在家庭领域，在家工作的热潮（尤其是在第二季度）有助于将需求推向相反的方向，在 2020 年全年，这一数字增长了 7.4%。峰值需求下降 7.2% 至 28,636.7 兆瓦，低于 2019 年创纪录的 30,853.2 兆瓦。

2020年全国发电量下降2.9%至205,995 GWh。EGAT（占全国总供应量 32.3%）的发电量增加了 1.9%，私营部门发电商（占总供应量的 53.4%）减少了 9.3%。在私营部门中，IPPs（占总供应量的 22.0%）减少了 17.9%，而SPPs （占总供应量的 26.0%）和VSPPs（占总供应量的 5.4%）分别减少了 2.1% 和 2.5%（图9）。能源方面，天然气（占总发电量的 55.3%）和可再生能源（占供应量的 10.0%）发电量分别下降 6.3% 和 4.2%，而煤炭（17.9%）和进口（14.3%）的供应量分别增长 2.8% 和 15.7%。
  

2020 年，根据合同出售给电网的可再生能源装机容量增长 1.4% 至 9,053 兆瓦[5]（图 10），其中沼气发电增长 3.3%，垃圾发电增长 3.1%生物质为 2.7%。然而，实际发电量仅实现了 AEDP2015 中制定的到 2036 年实现 16,778 兆瓦可再生能源供应目标的 53%。按细分市场来看，生物质发电表现最好，供应量现在是目标的 63%，其次是垃圾发电（占目标供应的 59%）、小水电（51%）、太阳能（50%）、风能（50%）和沼气（43%）（图 11）。

2020 年，共有 979 个基于可再生能源的 SPP 和 VSPP 已通过其官方“商业运营日期”（COD），从而为电网供电。这包括在 Adder 和 FiT 计划下运营的那些，它们的总合同容量为 5,004.1 MW。年内，垃圾发电项目数量增长 3.6%，而生物质项目数量增长 2.0%（专栏 2）。

外部

2021-2023 年期间，私营部门发电商的前景将得到改善，这得益于 PDP 中规定的经济复苏和政府支持对该行业进行更多投资。

预计国内总用电量将平均每年增加 2.8-3.8% [6]。这将受到经济预期复苏的推动（图 12），这将提振商业和工业部门的电力需求。家庭部门的需求也将继续上升，这得益于定期在家工作的需求，尤其是在 2021 年。 

2018-2037 年电力发展规划（PDP2018，第 1 次修订）鼓励扩大私营部门装机容量和投资新建电站，目标如下。

• 该计划的目标是到 2037 年实现 56,431 兆瓦的装机容量（表 4）。该供应将来自以下来源：(i) 天然气贡献将保持在 53% 不变；(ii) 可再生能源发电将发挥更大作用，其贡献率从 20% 上升至 21%；(iii) 燃煤发电将从 12% 降至 11%（表 5）。

• PDP2018 和 AEDP2018 中制定的路线图将支持增加对可再生能源发电的投资。到 2037 年，购买可再生能源电力的总体目标设定为 18,696 兆瓦，其中包括：(i) 520 兆瓦来自发电厂，符合政府对该行业的计划支持。从 2022 年到 2024 年，400 兆瓦将来自垃圾发电，120 兆瓦将来自泰国南部政府运营的沼气设施（“Pracharat”发电厂）；(ii) 根据 AEDP，18,176 兆瓦来自可再生能源项目，其中包括 2020-2024 年来自当地社区的生物质能、沼气（来自废水和能源作物）和太阳能混合系统发电能力的 1,933 兆瓦新容量，以及 270 兆瓦的风电，将于 2022-2024 年投产（表 6）。

• 从 2024 年起，预计消费者电费平均为 3.64 泰铢/单位，高于该计划早期版本中规定的 3.58 泰铢/单位。这部分是由于从社区一级的生产商那里购买电力，政府已将初始购买价格定为 3-5 泰铢/单位，旨在鼓励对可再生能源进行更多投资

上述因素将鼓励对三类发电项目进行更多投资，如下所述。

• 对于独立发电企业来说，未来一段时期内应该会有大量新电站的竞标。政府将在 2021 年至 2022 年期间为该国西部约 700 兆瓦的容量招标，以取代 8,300 兆瓦的天然气发电厂，这些发电厂将逐渐达到其供应合同的期限，并在 2018 年失去电网接入。2025-2027 年。

• SPP 将增加新电站的装机容量和投资，特别是合同将于 2019-2025 年到期的天然气热电联产电站[7]。SPP 还将以混合燃料发电或“SPP 混合公司”的形式投资于可再生能源，泰国当局越来越多地支持这种方式。这些电力供应商现在将在未来 20 年以 3.69 泰铢/单位的上网电价支付，高于 2019 年收到的 3.66 泰铢/单位。

• 预计 VSPP 将从 2021 年起加大投资力度，特别是在太阳能屋顶、生物质能、沼气和垃圾发电项目中。根据 PDP 和 AEDP，政府通过增加从这些供应商处购买电力来支持这些细分市场。对于生物质生产商，政府计划每年从社区级生产商购买 100 兆瓦的供应，并从南部的 Pracharat 发电厂每年再购买 60 兆瓦。对于沼气部分，政府打算每年从社区级发电厂购买 100 兆瓦的电力，这些发电厂利用能源作物发电。对于垃圾发电项目，政府计划在 2018-2037 年间购买 400 兆瓦的电力。这些参与者在获得原材料和成本方面通常也具有竞争力。对于活跃在风电领域的玩家，

在未来一段时间内，随着 PDP 的规定鼓励大型企业投资额外产能，该行业的竞争将趋于加剧。这些规定有足够的基本负荷发电厂准备就绪并连接到电网，尽管 PDP 也为从私营部门购买额外电力打开了大门，特别是可再生能源。因此，能够获得必要融资和技术的大型运营商（IPP 和 SPP）将有机会投资于使用可再生能源运行的新发电厂并扩大其可再生能源装机容量。同时，具有工程、采购和建筑背景的参与者拥有安装电气系统或制造太阳能设备的必要专业知识。这些运营商已开始向电网提供可再生能源。这种增加的活动水平将转化为更高水平的竞争，

该行业未来面临的挑战将倾向于围绕使用技术和创新来利用可再生能源发电以及这对电力生产效率及其环境影响和成本的影响。(i) 太阳能电池成本的急剧下降现在使太阳能能够在价格上与其他来源的电力进行有效竞争。对于家庭住宅、办公楼和工厂的屋顶太阳能装置尤其如此。(ii) 对生产半固态电池的投资将是提高可再生能源生产效率的重要因素（例如，太阳能和风能电力，或混合能源）。(iii) 发展智能储能系统（ESS）将提高储能和使用效率。目前，

此外，政府政策的变化为私营部门更多地参与能源生产开辟了道路，例如通过引入私人购电协议。这些为私营部门参与者提供了一种直接向彼此出售电力的机制，这将导致消费者也充当电力生产者和零售商[9]（或所谓的“产消者”）。这对于太阳能生产商来说尤其重要，因为最近，太阳能发电的成本已经暴跌，从 2016 年的 6-7 泰铢/单位降至现在的 2 泰铢/单位，这将激励消费者越来越多地开始自己发电，尽管在实践中，技术问题仍然存在，在可再生能源在为电网供电方面发挥主要作用之前仍需要解决这些问题。其中包括克服电力输出波动对电网供应的影响，

Krungsri Research 的观点

随着经济前景的改善，电力需求增加，玩家将在 2021-2023 年看到更强劲的收入增长。然而，该行业的竞争变得更加激烈，因为可再生能源的影响越来越大，这可能会限制收入增长。

• 独立发电企业：由于国内电力消费增加和海外投资回报增加，收入应该会增加。在国内，受修订的 PDP2018 计划的鼓励，将增加对可再生能源的投资，该计划允许在 2021 年至 2022 年期间对仅 700 兆瓦的发电容量进行竞争性招标，以取代燃气发电站。在海外，缅甸、老挝人民民主共和国、印度尼西亚、菲律宾、澳大利亚和日本将增加对新建天然气和燃煤发电站以及可再生能源（尤其是太阳能和风能）的投资。

• SPPs：收入将稳步增长，原因是：(i) 热电联产天然气发电站（将在 2019-2025 年合同到期）仍能够为工业园区和庄园供电；(ii) “SPP 混合公司”形式的新可再生能源项目，其燃料成本将低于电力消费价格（成本约为 1.81 泰铢/单位，而消费价格约为 3.60 泰铢/单位）；(iii) 东部经济走廊 (EEC) 的新电力生产，其需求将在不久的将来上升。

• VSPP：收入将在强劲需求的推动下继续增长，但投资机会可能仅限于受益于经修订的 PDP 和 AEDP 中规定的政府支持措施的生产商，特别是私人屋顶太阳能、生物质能、沼气和垃圾发电政府计划增加电力采购的项目。投资生物质、沼气和垃圾发电项目的市场新进入者可能会遇到采购投入的困难，而政府从新的风力发电项目购买电力应在 2022-2024 年开始。但竞争将趋于激烈因为现有运营商一直在扩大发电能力，并且有几家新进入者。值得注意的是，拥有巨大财务和技术实力的参与者的影响力越来越大，例如 IPP 和 SPP，以及具有工程、采购和施工背景的参与者，因为他们拥有安装电气系统或制造太阳能设备的必要专业知识。为了建立新的收入来源，这些运营商已开始向电网提供可再生能源。 

[1] 过去，这是一个 15 年的框架，后来延长到 20 年。当时，能源政策和规划办公室 (EPPO) 与替代能源发展和效率部 (DEDE) 合作进行了规划，但 2018-2037 年的规划属于 PDP 和 AEDP 的职权范围。
[2] 购买电力的净价是根据供应合同运行的 20-25 年内不同类型电力生产的实际成本确定的。这些是通过能源监管委员会办公室 (ERC) 组织的竞标过程分配的。
[3] 在该系统下，在 7 年的供电期内，向电网出售的电力成本会增加额外的费用。该系统的入场是先到先得。
[4] 储量位于已勘探的矿床中。已经根据国家法律批准的计划已经到位，以开发这些储量，并且提取这种气体应该是商业上可行
的 [5] 包括系统外使用的容量（例如，由自用业务），但不包括来自大型水电的 2,906 兆瓦容量。
[6] 假设 (i) 节能措施每年覆盖 10 亿个单位，并且 (ii) 一些为自己生产电力 (IPS) 的私营部门参与者不向 EGAT 分配电力和/或将其直接出售给他们的客户，但目前数据仅适用于发电量超过 1 兆瓦的客户。
[7] 这规定 SPP 应建造新的发电站，并将由此产生的电力出售给 EGAT。这些发电厂应使用与以前相同的来源发电，并应按天然气或煤炭发电的费率支付费用。
[8] 投标按固定上网电价折现率从高到低的顺序排列。提供最大折扣的 VSPP 将被考虑选择，同时考虑到所使用的发电系统的潜力和将提供给电网的电量，相对于目标购买
[9] EGAT 将其定义为由消费者生产。根据该计划，安装了太阳能屋顶的消费者可以将多余的电力出售给附近的房屋

来源：Krungsri

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