สรุปงบการเงิน

{ "documents": [ { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_62f09c03301042e091c5363f6382f9e6", "content": "MD&A\nQ1/2569\n\nคำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n\nSMART ENERGY FOR EVOLVING LIFE", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 1, "tags": [ "ฝ่ายจัดการ", "ไตรมาส", "ENERGY", "EVOLVING" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 3, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_a04b24c0aeca446c80cc6e357009b9b1", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจในไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nราคาก๊าซธรรมชาติ: ส าหรับกิจการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Pool Gas ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ปรมมา 271 บาทต่อล้านบีทียูลดลงร้อยลม 6 จากค่าเฉลี่ยของปี 2568 ที่มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ปรมมา 289 บาทต่อล้านบีทียูแต่เพิ่มขึ้นร้อยลม 1 จากไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ที่มีค่าเฉลี่ยปรมมา 267 บาทต่อล้านบีทียูการปรับตัวลดลงของราคาก๊าซ ธรรมชาติเมื่อเทียบกับค่าเฉลี่ยของปี 2568 เป็นผลจากราคาน าเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวลดลงในช่วงครึ่งหลังของปี 2568 หลังจากในช่วงครึ่งแรกของปี 2568 ราคา LNG อยู่ในระดับประมาณ 12–15 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูจากปัจจัยความตึง เครียดด้านภูมิรัฐศาสตร์โดยเฉพาะสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางระหว่างรัฐอิสราเอลและสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน รวมถึงการสิ้นสุดสัญญาการส่งผ่านก๊าซธรรมชาติของสหพันธรัฐรัสเซียไปยังยุโรปผ่านยูเครน ทั้งนี้เมื่อสถานการณ์เริ่มคลี่คลายลง ประกอบกับตลาดคาดการณ์ว่าอุปทาน LNG ใหม่จะทยอยเข้าสู่ตลาดในช่วงปี 2569–2570 ราคา LNG จึงปรับลดลงมาอยู่ในระดับ ประมาณ 10–11 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศที่ลดลงตามฤดูกาล อย่างไรก็ตาม ในช่วงต้นปี 2569 ราคาก๊าซธรรมชาติปรับตัวสูงขึ้น โดยมีสาเหตุหลักจากความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตาม สภาพอากาศที่ร้อน มีอุณหภูมิสูงขึ้น ซึ่งข้อมูลจากส านักงานนโยบายและแผนพลังงานระบุว่า ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2569 ปริมาณ การใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวมเพิ่มขึ้นร้อยละ 7 โดยเฉพาะภาคการผลิตไฟฟ้าที่ขยายตัวถึงร้อยละ 10 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน ขณะเดียวกัน ตลาดพลังงานยังเผชิญแรงกดดันจาก ความตึงเครียดในตมวันออกกลาง โดยเฉพามเหตุการ์ความ ขัดแย้งรมหว่างรัฐอิสราเอล สหรัฐอเมริกาแลมสาธาร รัฐอิสลามอิหร่าน ตั้งแต่วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2569 ส่งผลกรมทบ โดยตรงต่อความกังวลด้านอุปทานแลมการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบฮอร์มุซ ปัจจัยดังกล่าวผลักดันให้ราคา LNG ปรับตัว สูงขึ้นจาก 10 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูไปแตะระดับสูงสุดที่ 25 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในช่วงต้นเดือนมีนาคม 2569 ก่อนจะ ปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 15 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในเดือนเมษายน 2569 อย่างไรก็ตาม เนื่องจากกลไกราคา Pool Gas ของประเทศไทย ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2569 ตาม มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 4/2568 เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2568 มีการส่งผ่านต้นทุน LNG ไปยังราคา Pool Gas ที่จะสะท้อนต้นทุน LNG โดยมี Lag Time ประมาณ 3 –6 เดือน ขึ้นอยู่กับสัดส่วนการน าเข้า LNG และโครงสร้างการค านวณต้นทุนก๊าซธรรมชาติในแต่ละช่วงเวลา ทั้งนี้จากราคา LNG ที่ปรับตัว สูงขึ้นคาดว่าผลกระทบดังกล่าวจะเริ่มสะท้อนในราคา Pool Gas ตั้งแต่ช่วงไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เป็นต้นไป ราคาถ่านหิน: ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ดัชนีราคาถ่านหิน (อ้างอิง Newcastle Coal : NEWC) มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ปรมมา 120 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน เพิ่มขึ้นร้อยลม 14 จากราคาเฉลี่ยของปี 2568 ที่มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ปรมมา 105 ดอลลาร์สหรัฐ ต่อตันแลมเพิ่มขึ้นร้อยลม 11 จากไตรมาส 4 ปี 2568 ซึ่งมีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ปรมมา 108 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน การปรับตัว เพิ่มขึ้นดังกล่าวสะท้อนภาวะอุปทานถ่านหินในตลาดโลกที่มีแนวโน้มตึงตัวมากขึ้น โดยมีปัจจัยส าคัญจากการที่รัฐบาลสาธารณรัฐ อินโดนีเซียมีแผนการปรับลดโควตาการผลิตถ่านหินภายในประเทศอย่างมีนัยส าคัญ โดยปรับลดลงจากระดับประมาณ 790–900 ล้านเมตริกตันในปี 2568 มาอยู่ที่ประมาณ 600 ล้านเมตริกตันหรือประมาณร้อยละ 24 เพื่อช่วยรักษาระดับราคาถ่านหินใน ตลาดโลก และระดับรายได้จากค่าภาคหลวง (Royalty Fee) ของรัฐบาล ทั้งนี้สาธารณรัฐอินโดนีเซียเป็นหนึ่งในผู้ส่งออกถ่านหิน รายส าคัญของโลก โดยมีปริมาณการส่งออกคิดเป็นมากกว่าร้อยละ 30 ของปริมาณถ่านหินที่ซื้อขายในตลาดโลก ดังนั้น การ เปลี่ยนแปลงนโยบายด้านการผลิตของสาธารณรัฐอินโดนีเซีย จึงอาจส่งผลต่อทิศทางราคาถ่านหินในตลาดโลกอย่างมีนัยส าคัญ อย่างไรก็ดีประเด็นดังกล่าวยังคงต้องติดตามความชัดเจนของการอนุมัติขั้นสุดท้ายจากกระทรวงพลังงานและทรัพยากรธรณีของ สาธารณรัฐอินโดนีเซียต่อไป\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 2", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 2, "tags": [ "ค่าเฉลี่ย", "บีทียู", "ดอลลาร์สหรัฐ", "ถ่านหิน", "ไตรมาส", "ก๊าซธรรมชาติ", "เพิ่มขึ้น", "ปรับตัว", "สาธารณรัฐ", "การผลิต" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 32, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_65f56b243a3f45ed9143869b8246e673", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจในไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nความต้องการใช้ไฟฟ้าในปรมเทศ: ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปรมเทศ (Peak Demand ใน รมบบไฟฟ้าของการไฟฟ้า) อยู่ที่ปรมมา 34,881 เมกมวัตต์ (เดือนมีนาคม 2569) เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2568 ซึ่งอยู่ที่ปรมมา 30,972 เมกมวัตต์ (เดือนตุลาคม 2568) ร้อยลม 13 แลมเพิ่มสูงขึ้นจากไตรมาส 1 ของปี 2568 ซึ่งอยู่ที่ปรมมา 33,658 เมกมวัตต์ (เดือนมีนาคม 2568) ร้อยลม 4 การเพิ่มขึ้นดังกล่าวมีสาเหตุหลักจากปัจจัยด้านฤดูกาล เนื่องจาก ประเทศไทยเริ่มเปลี่ยนผ่านจากฤดูหนาวเข้าสู่ฤดูร้อน ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ประกอบกับสภาพอากาศ โดยรวมในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีอุณหภูมิเฉลี่ยสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อนประมาณ 0.4 องศาเซลเซียส ตามข้อมูลของกรม อุตุนิยมวิทยา นอกจากนี้ข้อมูลล่าสุดจากส านักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน ระบุว่า ในช่วง 2 เดือนแรกของ ปี 2569 ประเทศไทยมีปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 6 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2568 สะท้อนแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามสภาพอากาศที่ร้อนขึ้นและกิจกรรมทางเศรษฐกิจในประเทศ อัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ: สิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อยู่ที่รมดับ 32.84 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ อ่อนค่าลงปรมมา ร้อยลม 4 เมื่อเปรียบเทียบกับสิ้นปี 2568 ซึ่งอยู่ที่รมดับ 31.58 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ สาเหตุหลักมาจาก ปัจจัยภายนอกปรมเทศ เป็นส าคัญ ได้แก่การแข็งค่าของเงินดอลลาร์สหรัฐ ท่ามกลางความไม่แน่นอนของทิศทาง นโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐ และอัตราผลตอบแทนพันธบัตรในตลาดโลกที่ยังอยู่ในระดับสูง ส่งผลให้นักลงทุนบางส่วน ปรับลดการถือครองสินทรัพย์ในตลาดเกิดใหม่และหันไปถือครองสินทรัพย์สกุลดอลลาร์สหรัฐมากขึ้น ประกอบกับความตึงเครียด ด้านภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลางที่สร้างความกังวลต่อทิศทางราคาพลังงานและเงินเฟ้อของโลก และส่งผลต่อเสถียรภาพด้าน ต้นทุนพลังงาน ดุลการค้า และดุลบัญชีเดินสะพัดของไทย ขณะเดียวกันในเดือนมีนาคม 2569 ตลาดพันธบัตรในภูมิภาคเอเชีย เผชิญกับเงินทุนต่างชาติไหลออกในระดับสูง จากความกังวลเกี่ยวกับเงินเฟ้อและความเสี่ยงด้านอุปทานน้ามันและก๊าซธรรมชาติใน ตะวันออกกลาง โดยประเทศไทยได้รับผลกระทบจากเงินทุนต่างชาติไหลออกจากตลาดพันธบัตรเช่นเดียวกับหลายประเทศใน ภูมิภาค ส าหรับ ปัจจัยภายในปรมเทศ เงินบาทยังได้รับแรงกดดันจากมุมมองต่อเศรษฐกิจไทยที่ยังฟื้นตัวอย่างค่อยเป็นค่อยไป รวมถึงการคาดการณ์ว่านโยบายการเงินไทยมีแนวโน้มผ่อนคลายมากขึ้น หลังคณะกรรมการนโยบายการเงินมีมติปรับลดอัตรา ดอกเบี้ยนโยบายลงร้อยละ 0.25 มาอยู่ที่ร้อยละ 1.00 เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2569 เพื่อสนับสนุนการฟื้นตัวของเศรษฐกิจและ บรรเทาภาระหนี้ของภาคครัวเรือนและผู้ประกอบการขนาดกลางและขนาดเล็ก โดยปัจจัยดังกล่าวส่งผลให้ค่าเงินบาทอ่อนค่าลงเมื่อ เทียบกับดอลลาร์สหรัฐในช่วงไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่เมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ: สิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อยู่ที่รมดับ 32.00 ดอลลาร์ไต้หวันใหม่ต่อดอลลาร์สหรัฐ อ่อนค่าลงปรมมา ร้อยลม 2 เมื่อเปรียบเทียบกับสิ้นปี 2568 ซึ่งอยู่ที่ 31.43 ดอลลาร์ไต้หวันใหม่ต่อดอลลาร์สหรัฐ โดยมีปัจจัยหลักจากการแข็งค่าของเงินดอลลาร์สหรัฐและความผันผวนของเงินทุน เคลื่อนย้ายในภูมิภาคเอเชีย ท่ามกลางความไม่แน่นอนของทิศทางนโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐ รวมถึงแรงซื้อสินทรัพย์สกุลดอลลาร์สหรัฐของนักลงทุนบางส่วน ถึงแม้เศรษฐกิจไต้หวันยังได้รับแรงสนับสนุนจากภาคการส่งออก โดยเฉพาะสินค้า เทคโนโลยีและอุปสงค์ที่เกี่ยวข้องกับปัญญาประดิษฐ์แต่ค่าเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่ยังคงเผชิญแรงกดดันจากส่วนต่างอัตรา ดอกเบี้ยนโยบายระหว่างไต้หวันและสหรัฐอเมริกา /1 ประกอบกับความกังวลต่อสถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์และราคาพลังงานโลก ส่งผลให้ค่าเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่อ่อนค่าลงเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐในช่วงไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nหมายเหตุ:\n/1 ปี 2569 อัตราดอกเบี้ยนโยบายของไต้หวันยังคงอยู่ที่ระดับร้อยละ 2 ขณะที่ธนาคารกลางสหรัฐฯ คงกรอบอัตราดอกเบี้ย Fed Funds Rate ไว้ที่ร้อยละ 3.50 – 3.75 GPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 3", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 3, "tags": [ "ดอลลาร์สหรัฐ", "ไตรมาส", "นโยบาย", "พลังงาน", "ร้อยละ", "ดอลลาร์ไต้หวัน", "เศรษฐกิจ", "ความต้องการ", "เพิ่มขึ้น", "ประเทศ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 32, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_8a4da9f436b548cda7d5bd8219359dc2", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nผลปรมกอบการไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nผลปรมกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,719 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 221 ล้านบาท หรือร้อยลม 15 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรขั้นต้น จ านวน 4,874ล้านบาท เพิ่มขึ้น 3ล้านบาท เนื่องจาก โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรส่วนเพิ่มปรับตัวดีขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนจากปริมาณการขายไฟฟ้าและ ไอน้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามฤดูกาลและแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ประกอบกับส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงที่ปรับตัว ดีขึ้น แลมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีปรมสิทธิภาพ รวมถึง มีการรับรู้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไข ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแลมไอน้า กรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ประกอบกับ ค่าใช้จ่ายคงที่ลดลงสาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา ก าไรส่วนเพิ่ม (Contribution Margin) ลดลง สาเหตุหลักมาจาก โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสรม (IPP) จาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจาก ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผล ให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy Margin)ปรับตัวดีขึ้น โดยมีสาเหตุหลักจากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลง ตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1ปี 2569 จ านวน 4 วัน ไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จ านวน 92 วัน) โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18วัน และค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างลดลงตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.ในขณะที่โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. อย่างไรก็ตาม ค่าใช้จ่ายในการขายแลมบริหาร จ านวน 489ล้าน บาท ลดลง 260ล้านบาทหรือร้อยละ 35สาเหตุหลักมาจากค่าใช้จ่ายในการบริหารงานปรับตัวลดลงตามช่วงเวลา ประกอบกับ ค่า เสื่อมราคาแลมค่าตัดจ าหน่าย จ านวน 2,290ล้านบาท ลดลง 72ล้านบาทหรือร้อยละ 3ตามการตัดค่าเสื่อมราคาที่สอดคล้องกับ อายุโรงไฟฟ้าและสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าที่ครบอายุแล้ว ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 1,137ล้านบาท ลดลง 70ล้านบาทหรือร้อยละ 6จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง ขณะที่รายได้แลมค่าใช้จ่ายอื่น(สุทธิ) จ านวน 41 ล้านบาท ลดลง 318ล้านบาทหรือร้อยละ 89 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการบันทึกกลับรายการประมาณการ หนี้สินเป็นรายได้เนื่องจากสิ้นสุดข้อพิพาทกับ กฟผ. จ านวน 222 ล้านบาท ประกอบกับ เงินปันผลรับแลมส่วนแบ่งก าไรจากเงิน ลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า จ านวน 391ล้านบาท ลดลง 842ล้านบาท หรือร้อยละ 68 เงินปันผลรับ ลดลง 93ล้านบาท หรือร้อยละ 100สาเหตุหลักมาจากเงินปันผลรับของ RPCLลดลง เนื่องจากบริษัทฯ ได้เปลี่ยนสถานะของ RPCLจากเงินลงทุนในตรา สารทุนเป็นบริษัทร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่มีการบันทึกรับเงินปันผลตั้งแต่เดือน ธันวาคม 2568 เป็นต้นไป RPCL ผลประกอบการลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการรับรู้ก าไรทางบัญชีจากการเข้าซื้อหุ้นเพิ่มเติมใน สัดส่วนร้อยละ 9.375 ใน RPCL จ านวน 515 ล้านบาท เพื่อสะท้อนราคายุติธรรม ในขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว ประกอบกับโรงไฟฟ้า RPCL มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนเป็นระยะเวลา 40วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความ พร้อมจ่ายในช่วงระยะเวลาดังกล่าว CFXD ผลประกอบการลดลงตามปัจจัยฤดูกาล ประกอบกับบริษัทฯ มีการรับรู้เงินชดเชยตาม เงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind Turbine Generator: WTG) ลดลง เนื่องจากในปี2568 มีการรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน ขณะที่ผลขาดทุนจากอัตรา แลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงการปรับมูลค่าเงินกู้สกุลดอลล่าร์สหรัฐที่โครงการ CFXDลดลงเนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่อ่อน ค่าลดลง ขณะที่ NUOVO ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงาน เพื่อให้สอดคล้องกับ กลยุทธ์การลงทุนในธุรกิจแบตเตอรี่ของบริษัท ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ไม่มีรายการดังกล่าว ส าหรับ ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 73ล้านบาท ลดลง 133ล้านบาทหรือร้อยละ 65สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกรายการสัญญาซื้อขายล่วงหน้า และการกลับรายการส ารองหนี้สิน ก าไรจากอัตรา แลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 226ล้านบาท ขณะที่ไตรมาสที่ 4ปี 2568 : ขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิ 291ล้านบาท สาเหตุหลัก เนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่า\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 4", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 4, "tags": [ "ไตรมาส", "สาเหตุ", "บริษัทฯ", "โรงไฟฟ้า", "การรับรู้", "ร้อยละ", "ค่าใช้จ่าย", "ปรับตัว", "รายได้", "รายการ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 38, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_b0333d9c54af47e9a2db5aa2db095bc8", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nผลปรมกอบการไตรมาสที่ 1 ปี 25 69 (ต่อ)\nผลปรมกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,719 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 579 ล้านบาท หรือร้อยลม 51 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก เงินปันผลรับแลมส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัท ร่วมแลมการร่วมค้า จ านวน 391ล้านบาท เพิ่มขึ้น 270ล้านบาท หรือร้อยละ 223สาเหตุหลักเนื่องจาก XPCL ผลประกอบการดีขึ้น เนื่องจากปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น สอดคล้องกับปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้นจากอิทธิพลของปรากฏการณ์ลานีญาซึ่งต่อเนื่องมาจากปี 2568 ประกอบกับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้ก าไรจากรายการพิเศษจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง (Effective Interest Rate:EIR)ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงิน รวมถึงการปรับขยายระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม CFXD ผลประกอบการดีขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของ กังหันลมผลิตไฟฟ้า (WindTurbineGenerator:WTG)ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน ขณะที่ AEPL ผลประกอบการ ลดลงจากความความเข้มแสงที่ลดลงเมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน และค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนการผลิต ต้นทุนทางการเงิน และค่า เสื่อมราคาเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์และ เงินปันผลรับ ลดลง 41ล้านบาทหรือร้อยละ 100 สาเหตุหลักมาจากเงินปันผลรับของ RPCLลดลง เนื่องจากบริษัทฯ ได้เปลี่ยนสถานะของ RPCLจากเงินลงทุนในตราสารทุนเป็นบริษัท ร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับเงินปันผลตั้งเดือน ธันวาคม 2568เป็นต้นไป ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 1,137 ล้านบาท ลดลง 243ล้านบาทหรือร้อยละ 18จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง ก าไร จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 226 ล้านบาท ขณะที่ไตรมาสที่ 1ปี 2568 : ขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิ 57ล้านบาท สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”)เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่า ถึงแม้ว่า ก าไรขั้นต้น จ านวน 4,874 ล้านบาท ลดลง 375 ล้านบาทหรือร้อยละ 7 สาเหตุหลักมาจาก ก าไรส่วนเพิ่ม (Contribution Margin) ลดลง สาเหตุหลักมาจาก โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสรม (IPP) จาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1ปี 2569 มีการหยุดซ่อม บ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่าย ส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energymargin)ปรับตัวดีขึ้น โดยมีสาเหตุหลักจากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วน ต่างราคาถ่านหินที่ลดลงตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1ปี 2569จ านวน 4 วัน, ไตรมาสที่ 1 ปี 2568 จ านวน 62 วัน) โรงไฟฟ้าศรีราชา ค่าความพร้อมจ่ายปรับตัวลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือน พฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่อง จากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม แผนงานจ านวน 18วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการ เรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ขณะที่โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรส่วนเพิ่มเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนจากค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างที่ปรับตัวดีขึ้นจากการลดลงของราคาเชื้อเพลิง ซึ่งช่วยชดเชยผลกระทบจากการปรับลดค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft)ประกอบกับปริมาณการขาย ไฟฟ้าและไอน้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า รวมถึงมีการรับรู้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP)ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ถึงแม้ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกฟผ.ของโรงไฟฟ้า GSPP3หมดอายุในเดือนสิงหาคม 2567 และ เดือนมีนาคม 2568 และ GSPP11Phase1หมดอายุในเดือนตุลาคม 2568 รายได้แลมค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 41 ล้านบาท ลดลง 201ล้านบาทหรือร้อยละ 83สาเหตุหลักมาจากการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงาน ค่าเสื่อมราคาแลมค่า ตัดจ าหน่าย จ านวน 2,290 ล้านบาท ลดลง 34ล้านบาทหรือร้อยละ 1ตามการตัดค่าเสื่อมสอดคล้องกับอายุโรงไฟฟ้าและสัญญาการ ซื้อขายไฟฟ้าที่ครบอายุแล้ว\n5\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 5, "tags": [ "ไตรมาส", "โรงไฟฟ้า", "สาเหตุ", "บริษัทฯ", "เพิ่มขึ้น", "การรับรู้", "บริษัท", "ร้อยละ", "ปริมาณ", "ความพร้อม" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 34, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_43a4bb7a1e8a4e7e87483b05eee43cf1", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nผลปรมกอบการไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nหน่วย (ล้านบาท)\nรายได้รวม\nรายได้จากการขาย\nEBITDA\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ก าไรต่อหุ้น (หน่วย : บาท)\nก าไรจากการด าเนินการปกติก่อนผลจากอัตรา\nแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริง แลมมูลค่าตัดจ าหน่าย\nจากการเข้าซื้อ GLOW\nอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง\nค่าตัดจ าหน่ายมูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์สุทธิที่ได้จากการ\nเข้าซื้อ GLOW\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n\n21,414\n19,465\n16,640\n(22%)\n(15%)\n21,380\n19,462\n16,640\n(22%)\n(15%)\n4,790\n4,191\n4,427\n(8%)\n6%\n51%\n15%\n1,140\n1,498\n1,719\n0.40\n0.53\n0.61\n51%\n15%\n16%\n(14%)\n1,535\n2,064\n1,785\n(23)\n(254)\n218\n(N/A)\n185%\n(372)\n(312)\n(284)\n(24%)\n(9%)\nตารางที่ 1 : สรุปข้อมูลทางการเงินที่ส าคัญ\nก าไรสุทธิของบริษัทฯ ก่อนอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง แลมไม่รวมค่าตัดจ าหน่าย คือ ก าไรสุทธิของบริษัทฯ\nที่ไม่รวมค่าตัดจ าหน่าย “มูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์สุทธิที่ได้จากการเข้าซื้อกิจการ GLOW” จากการประเมินมูลค่ายุติธรรมของ\nสินทรัพย์สุทธิและการปันส่วนต้นทุนการรวมธุรกิจ โดยค านวณย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 14 มีนาคม 2562 (วันที่รับรู้ผลประกอบการของ\nGLOW ในงบการเงินรวม) ซึ่งก าไรสุทธิของบริษัทฯ ที่ไม่รวมอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง และค่าตัดจ าหน่าย (Adjusted\nNet Income) นี้สามารถสะท้อนให้เห็นถึงผลการด าเนินงานของบริษัทฯ ได้อย่างแท้จริง\nโดยในไตรมาสที่1 ปี2569 มีผลก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงมีมูลค่า 218 ล้านบาทและค่าตัดจ าหน่าย\nดังกล่าวมีมูลค่าสุทธิรวม284 ล้านบาทดังนั้นก าไรสุทธิของบริษัทฯก่อนอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงและไม่รวมค่าตัด\nจ าหน่ายในไตรมาสที่1 ปี2569 มีมูลค่า1,785 ล้านบาท\nทั้งนี้ในส่วนของฐานะการเงิน ณ วันที่ 31มีนาคม2569บริษัทฯ มีสินทรัพย์รวม 260,988 ล้านบาท หนี้สินรวม143,168ล้านบาท\nซึ่งเป็นส่วนหนี้สินที่มีดอกเบี้ย 108,086ล้านบาท สินทรัพย์และหนี้สินลดลงเมื่อเทียบ ณ 31ธันวาคม 2568สาเหตุหลักจากเงินสดลดลง\nจากการช าระคืนเงินกู้ยืมระยะยาว ซึ่งท าให้หนี้สินและหนี้สินที่มีดอกเบี้ยลดลง และบริษัทฯ มีส่วนของผู้ถือหุ้น 117,820ล้านบาท ท าให้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้นยังคงอยู่ที่ 0.71 เท่า ซึ่งเป็นไปตามนโยบายทางการเงิน\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n6\n\n| หน่วย (ล้านบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) YoY | เปลี่ยนแปลง +/(-) QoQ |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| รายไดร้ วม | 21,414 | 19,465 | 16,640 | (22%) | (15%) |\n| รายไดจ้ ากการขาย | 21,380 | 19,462 | 16,640 | (22%) | (15%) |\n| EBITDA | 4,790 | 4,191 | 4,427 | (8%) | 6% |\n| กา ไรสุทธิ –ส่วนของบริษัทใหญ่ | 1,140 | 1,498 | 1,719 | 51% | 15% |\n| กา ไรตอ่ หนุ้ (หน่วย: บาท) | 0.40 | 0.53 | 0.61 | 51% | 15% |\n| กา ไรจากการดา เนินการปกตกิ ่อนผลจากอัตรา แลกเปลี่ยนทยี่ ังไม่เกิดขึน้ จริง แลมมูลค่าตัดจา หน่าย จากการเข้าซือ้ GLOW | 1,535 | 2,064 | 1,785 | 16% | (14%) |\n| อตั ราแลกเปล่ยี นท่ยี งั ไม่ไดเ้กิดขนึ้ จรงิ | (23) | (254) | 218 | (N/A) | 185% |\n| คา่ ตดั จา หน่ายมลู คา่ ยตุ ธิ รรมของสนิ ทรพั ยส์ ทุ ธิท่ไีดจ้ ากการ เขา้ ซอื้ GLOW | (372) | (312) | (284) | (24%) | (9%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 6, "tags": [ "มูลค่า", "บริษัทฯ", "เกิดขึ้น", "หนี้สิน", "อัตราแลกเปลี่ยน", "สินทรัพย์", "ไตรมาส", "ยุติธรรม", "วันที่", "รายได้" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 12, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p006_c1", "page": 6, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p006_c1.png", "width": 429, "height": 260, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p006_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_b06a6c91e7cf4614b77b95fdbeeae861", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจแลมปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569\nภาพรวมเศรษฐกิจไทย: ค มกรรมการนโยบายการเงิน (กนง.) ในการปรมชุมครั้งที่ 1/2569 เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2569 มีมติปรับลดอัตราดอกเบี้ยนโยบายลงร้อยลม 0.25 ต่อปีจากร้อยลม 1.25 ต่อปีเป็นร้อยลม 1.00 ต่อปีโดย นับเป็นการปรับลดอัตราดอกเบี้ยอย่างต่อเนื่องจากปี 2568 ซึ่งอัตราดอกเบี้ยนโยบายปรับลดลงจากร้อยละ 2.25 ต่อปีณ ต้นปี 2568 มาอยู่ที่ร้อยละ 1.00 ต่อปีในปัจจุบัน สะท้อนทิศทางนโยบายการเงินที่ผ่อนคลายมากขึ้น เพื่อให้ภาวะการเงินเอื้อต่อการ ฟื้นตัวของเศรษฐกิจ บรรเทาภาระหนี้ของผู้ประกอบการ SMEs และภาคครัวเรือน รวมถึงสนับสนุนให้อัตราเงินเฟ้อ ซึ่งยังอยู่ใน ระดับต่า มีแนวโน้มทยอยกลับเข้าสู่กรอบเป้าหมายในระยะปานกลาง อย่างไรก็ตาม ธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) ประเมิน ว่า การขยายตัวของเศรษฐกิจไทยที่ยังอยู่ในระดับต่ามีสาเหตุส าคัญจากปัจจัยเชิงโครงสร้างเป็นหลัก จึงไม่สามารถแก้ไขได้ด้วยนโยบายการเงินเพียงอย่างเดียว แต่จ าเป็นต้องอาศัยการด าเนินนโยบายแบบผสมผสาน ทั้งมาตรการเพื่อยกระดับผลิต ภาพการผลิต การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของภาคธุรกิจ และมาตรการทางการเงินเฉพาะจุด เพื่อสนับสนุนการฟื้น ตัวของเศรษฐกิจอย่างยั่งยืนในระยะต่อไป\nทั้งนี้แม้ผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (GDP) ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จะขยายตัวสูงกว่าที่คาด โดยเติบโตร้อยละ 2.5 ตามข้อมูลของส านักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติซึ่งได้รับแรงสนับสนุนจากการปรับตัวดีขึ้นของภาคนอก เกษตร ทั้งในกลุ่มอุตสาหกรรมการผลิตและภาคบริการ อย่างไรก็ตาม ภาพรวมเศรษฐกิจไทยยังคงเผชิญข้อจ ากัดเชิง โครงสร้าง แลมมีแนวโน้มขยายตัวต่ากว่าศักยภาพ รวมถึงการฟื้นตัวยังไม่กระจายตัวอย่างทั่วถึง ท่ามกลางปัญหา ความสามารถในการแข่งขันที่ลดลง ประสิทธิภาพการลงทุนที่ยังอยู่ในระดับต่าต่อเนื่อง และภาระหนี้ครัวเรือนที่ยังอยู่ใน ระดับสูงเมื่อเทียบกับ GDP การฟื้นตัวของเศรษฐกิจยังคงกระจุกตัวอยู่ในบางภาคส่วน โดยเฉพาะกลุ่มอิเล็กทรอนิกส์และภาค บริการที่เกี่ยวเนื่องกับการท่องเที่ยว ขณะที่ภาคส่วนอื่นยังฟื้นตัวได้จ ากัด นอกจากนี้ค่าเงินบาทที่แข็งค่ายังเพิ่มแรงกดดันต่อ สภาพคล่องและความสามารถในการแข่งขันของผู้ส่งออก โดยเฉพาะกลุ่มสินค้าที่มีความอ่อนไหวต่ออัตราแลกเปลี่ยน เช่น สินค้าเกษตร นอกจากนี้ความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ในภูมิภาคตมวันออกกลางรมหว่างสหรัฐอเมริกาแลม สาธาร รัฐอิสลามอิหร่านซึ่งเริ่มขึ้นเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2569 ได้เพิ่มความเสี่ยงด้านอุปทานพลังงาน โดยเฉพาะ ความกังวลต่อการปิดช่องแคบฮอร์มุซส่งผลให้ราคาพลังงานและต้นทุนวัตถุดิบน าเข้าปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยส าคัญ อาทิราคาน้ามันดีเซลซึ่งเป็นต้นทุนส าคัญของภาคขนส่ง ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ส าหรับภาคการผลิตไฟฟ้าและ ภาคอุตสาหกรรม ราคาปิโตรเคมีและพลาสติกซึ่งใช้เป็นบรรจุภัณฑ์และวัตถุดิบในการผลิต รวมถึงราคาปุ๋ยเคมีที่ส่งผลกระทบ ต่อต้นทุนของภาคเกษตรโดยตรง สถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์ดังกล่าวคาดว่าจะส่งผลกระทบต่อภาคธุรกิจและภาคครัวเรือนของ ประเทศไทยในวงกว้าง โดย ธนาคารแห่งปรมเทศไทย (ธปท.) ปรมเมินว่า ความไม่แน่นอนดังกล่าวอาจส่งผลให้อัตรา การขยายตัวของผลิตภัฑ์มวลรวมในปรมเทศ (GDP) ปี 2569 ลดลงจากปรมมา การเดิมที่ร้อยลม 1.9 มาอยู่ในช่วงร้อยลม 1.3–1.7 ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับระยะเวลาและความรุนแรงของผลกระทบจากสถานการณ์ดังกล่าว นอกจากนี้อัตรา เงินเฟ้อทั่วไปของปรมเทศไทย ซึ่งเดิมคาดว่าจมอยู่ต่ากว่ากรอบเป้าหมายร้อยลม 1 ในช่วงปี 2569–2570 จากแรง กดดันด้านการแข่งขันที่อยู่ในระดับสูงและก าลังซื้อภายในประเทศที่ยังอ่อนแอ อาจปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในช่วงร้อยลม 2.5– 3.5 จากแรงกดดันด้านราคาพลังงาน เนื่องจากเงินเฟ้อของประเทศไทยมีสัดส่วนของราคาพลังงานประมาณร้อยละ 13 จึง ท าให้การปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาพลังงานส่งผ่านมายังอัตราเงินเฟ้อได้อย่างมีนัยส าคัญ ทั้งนี้วิกฤตพลังงานในครั้งนี้มีลักษณะ แตกต่างจากเหตุการณ์ในอดีต เนื่องจากผลกระทบมิได้จ ากัดอยู่เพียงการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาพลังงานเท่านั้น แต่ยัง ครอบคลุมถึงความเสี่ยงต่อห่วงโซ่อุปทานของอุตสาหกรรมพลังงานในภูมิภาคตะวันออกกลางโดยรวม จากความเสียหายของ โครงสร้างพื้นฐานด้านการผลิตและการขนส่งพลังงาน ซึ่งคาดว่าอาจต้องใช้ระยะเวลาประมาณ 2–3 ปีในการบูรณะฟื้นฟูประกอบกับต้นทุนความเสี่ยงจากสงคราม ที่มีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงต่อเนื่องในระยะถัดไป ดังนั้น แม้สถานการณ์ความขัดแย้ง จะคลี่คลายลง ราคาน้ามันและก๊าซธรรมชาติอาจยังไม่สามารถปรับลดกลับสู่ระดับก่อนเกิดวิกฤตได้ในระยะเวลาอันสั้น\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 7", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 7, "tags": [ "พลังงาน", "เศรษฐกิจ", "นโยบาย", "การเงิน", "ร้อยละ", "เงินเฟ้อ", "ยังอยู่", "ขยายตัว", "การผลิต", "การแข่งขัน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 36, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_3dc3c5097d1b4f7cb6beaee10c11c4a0", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจแลมปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569 (ต่อ) ภาพรวมเศรษฐกิจไทย (ต่อ): จากปัจจัยดังกล่าว ธปท. อาจจ าเป็นต้องทบทวนทิศทางนโยบายการเงินในระยะข้างหน้าเพื่อให้สอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจมหภาคที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะทิศทางอัตราดอกเบี้ยนโยบาย ซึ่งคาดว่าอาจยังไม่ปรับลดต่ากว่า ร้อยละ 1.00 ในระยะใกล้เนื่องจากระดับอัตราดอกเบี้ยนโยบายในปัจจุบันอยู่ในระดับผ่อนคลายมากแล้ว อย่างไรก็ตาม หากอัตรา เงินเฟ้อปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่องจากแรงกดดันด้านราคาพลังงาน ธปท. อาจพิจารณามาตรการเชิงนโยบายเพิ่มเติมนอกเหนือจากการ ปรับอัตราดอกเบี้ยนโยบาย เนื่องจากโดยทั่วไป การด าเนินนโยบายผ่านอัตราดอกเบี้ยมีข้อจ ากัดในการลดแรงกดดันเงินเฟ้อที่เกิด จากปัจจัยด้านอุปทาน ส าหรับภาพรวมเศรษฐกิจในรมยมยาวแม้ทิศทางนโยบายการค้าโลกยังมีความไม่แน่นอน แต่กรมแสการค้าแลมการลงทุนรมหว่างปรมเทศในอุตสาหกรรมเทคโนโลยียังคงมีแนวโน้มเติบโตในรมดับสูง โดยเฉพาะ ธุรกิจปัญญาประดิษฐ์ศูนย์ข้อมูล และเซมิคอนดักเตอร์ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนส าคัญของการลงทุนใหม่ทั่วโลก ส่งผลให้หลายประเทศใน ภูมิภาคเอเชีย รวมถึงประเทศไทย ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของห่วงโซ่อุปทานส าคัญในการผลิตสินค้าและบริการที่เกี่ยวข้อง ได้รับประโยชน์ผ่านการขยายตัวของภาคการส่งออกและการลงทุนโดยตรงจากต่างประเทศแนวโน้มดังกล่าวสอดคล้องกับ มูลค่าการออกบัตร ส่งเสริมการลงทุนของค มกรรมการส่งเสริมการลงทุน (Board of Investment: BOI) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นสู่รมดับสูงสุดเป็น ปรมวัติการ์ในปี 2568 โดยขยายตัวร้อยลม 36 เมื่อเทียบกับปี 2567 ซึ่งส่วนใหญ่มาจากความต้องการลงทุนในอุตสาหกรรม อิเล็กทรอนิกส์และธุรกิจศูนย์ข้อมูล ข มที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 การขอรับการส่งเสริมการลงทุนของ BOI ปรับตัวเพิ่มขึ้น อย่างมีนัยส าคัญ โดยมีจ านวน 624 โครงการ คิดเป็นมูลค่าเงินลงทุนรวม 1,016,962 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 2.4 เท่า เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยมีแรงสนับสนุนหลักจากการลงทุนในอุตสาหกรรมดิจิทัล โดยเฉพาะกิจการ Data Center และ Cloud Services ซึ่งสะท้อนถึงความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านดิจิทัลและ AI ที่เพิ่มสูงขึ้น รวมถึงความเชื่อมั่นของ นักลงทุนต่อศักยภาพของประเทศไทยในฐานะศูนย์กลางการลงทุนอุตสาหกรรมแห่งอนาคตในภูมิภาค ทั้งนี้การออกบัตรส่งเสริม ซึ่งเป็นขั้นตอนที่ใกล้เคียงกับการลงทุนจริง มีจ านวน 738 โครงการ คิดเป็นมูลค่าเงินลงทุนรวม 382,954 ล้านบาท นอกจากนี้ประเทศไทยยังมีโอกาสได้รับประโยชน์จากบทบาทในฐานะพื้นที่ลงทุนที่มีความเสี่ยงด้านภูมิรัฐศาสตร์ค่อนข้างต่า เมื่อ เทียบกับหลายภูมิภาคที่เผชิญความไม่แน่นอนเพิ่มขึ้นภายหลังวิกฤตในตะวันออกกลางทั้งนี้การใช้ประโยชน์จากโอกาสดังกล่าว อย่างเต็มศักยภาพยังขึ้นอยู่กับความสามารถของภาครัฐในการออกแบบมาตรการสนับสนุนและกฎระเบียบที่เอื้อต่อการลงทุนระยะ ยาว โดยเฉพาะการลงทุนในอุตสาหกรรมเป้าหมายที่ต้องการโครงสร้างพื้นฐานที่มีเสถียรภาพ พลังงานสะอาด ระบบดิจิทัลที่มีประสิทธิภาพ และกรอบนโยบายที่ชัดเจน เพื่อสนับสนุนการเติบโตของเศรษฐกิจไทยอย่างยั่งยืนในระยะต่อไป ค่าเอฟที (Ft): ส านักงานคณะกรรมการก ากับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติปรับลด ค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ส าหรับงวด เดือนมกราคม–เมษายน 2569 ลงมาอยู่ที่รมดับ 9.72 สตางค์ต่อหน่วย จาก 15.72 สตางค์ต่อหน่วยในงวดเดือน กันยายน–ธันวาคม 2568 ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 3.88 บาทต่อหน่วย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) การปรับลดดังกล่าวมีสาเหตุหลักจากการประเมิน ราคา LNG ในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ประกอบกับนโยบายภาครัฐที่มุ่งบรรเทาภาระค่าครองชีพของ ประชาชน ท่ามกลางภาวะเศรษฐกิจที่ยังคงชะลอตัว ทั้งนี้ค่า Ft ในงวดดังกล่าวได้รวมการทยอยคืนภาระหนี้ค่าไฟฟ้าให้แก่การ ไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ประมาณ 6.71 สตางค์ต่อหน่วย หรือคิดเป็นมูลค่ารวมประมาณ 6,141 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม กกพ. ได้มติปรับเพิ่มค่า Ft ส าหรับงวดเดือนพฤษภาคม - สิงหาคม 2569 ขึ้นไปที่ 16.23 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยรวมจมเพิ่มขึ้นไปอยู่ที่ 3.95 บาทต่อหน่วย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ซึ่งเป็นการขยับขึ้นจากงวดเดือน มกราคม – เมษายน 2569 ซึ่งอยู่ที่ 3.88 (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ปรมมา 7 สตางค์ต่อหน่วย เป็นผลมาจากต้นทุน พลังงานที่เพิ่มขึ้นสูงจากปัญหาสงครามในภูมิภาคตมวันออกกลางรมหว่างสหรัฐอเมริกาแลมรัฐอิสลามอิหร่าน ที่เริ่มขึ้น ตั้งแต่วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2569 และยังคงมีความไม่แน่นอนสูงว่าจะยุติเมื่อไหร่และมีความเสียหายต่อโครงสร้างพลังงานใน ภูมิภาคมากเพียงใด ทั้งนี้ค่า Ft ดังกล่าวสะท้อนแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้าในงวดเดือน พ.ค. – ส.ค.2569 จ านวน 29.66 สตางค์ต่อหน่วย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะยังคงรับภาระต้นทุนคงค้าง (AF) สะสมไว้แทนประชาชน ไปก่อน ควบคู่กับการที่กกพ. พิจารณาน าเงินเรียกคืนผลประโยชน์ส่วนเกิน (Claw back) จ านวนประมาณ 9,472 ล้านบาท หรือคิด เป็น 13.43 สตางค์ต่อหน่วย มาช่วยลดภาระค่าไฟฟ้า ส่งผลให้สิ้นเดือนธันวาคม 2568 กฟผ. มีภารมต้นทุนคงค้าง (AF) เหลือ 35,928 ล้านบาท แลมมีต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติคงค้างของรัฐวิสาหกิจ (AF Gas) เหลือปรมมา 10,300 ล้านบาท\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 8", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 8, "tags": [ "การลงทุน", "นโยบาย", "สตางค์", "พลังงาน", "อุตสาหกรรม", "ประเทศ", "ภูมิภาค", "เพิ่มขึ้น", "ค่าไฟฟ้า", "ต้นทุน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 41, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_95d3cc47d3df4a3fa22fb4f5b9b07262", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจแลมปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569 (ต่อ) ค่าเอฟที (Ft) (ต่อ): นอกจากนี้รัฐบาลอยู่ระหว่างพิจารณาแนวทางปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าเป็นอัตราแบบขั้นบันได เพื่อช่วย บรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยอย่างเฉพาะเจาะจง โดยเฉพาะกลุ่มครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 200 หน่วยต่อเดือน รวมถึงมีเป้าหมายเชิงนโยบายในการผลักดันค่าไฟฟ้าส าหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบางกลุ่มให้อยู่ในระดับประมาณ 3.00 บาทต่อหน่วย ควบคู่กับการสนับสนุนการติดตั้งโซลาร์เซลล์ภาคประชาชน ระบบ Net Billing และ Direct PPA เพื่อเพิ่มทางเลือกในการ บริหารต้นทุนพลังงานในระยะยาว\nในภาพรวมค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) มีแนวโน้มเผชิญแรงกดดันให้ปรับเพิ่มขึ้น จากราคา LNG ในตลาดโลกที่ปรับตัว สูงกว่าที่คาดการณ์ไว้เดิม อันเป็นผลจากความเสี่ยงด้านอุปทาน ทั้งความกังวลต่อการปิดช่องแคบฮอร์มุซประกาศเหตุสุดวิสัย (Force Majeure) ถึงสิ้นปี 2569 และ ความเสียหายต่อแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติในกาตาร์และต้นทุนค่าประกันภัยขนส่ง พลังงานที่สูงขึ้น ประกอบกับการทยอยช าระคืนภาระต้นทุนคงค้างของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งยังมีความจ าเป็นต้องด าเนินการอย่างต่อเนื่อง เพื่อรักษาเสถียรภาพทางการเงินและอันดับความน่าเชื่อถือของกฟผ.นอกจากนี้ใน ปี 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้ามีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากสภาพอากาศที่ร้อนขึ้น ส่งผลให้ความต้องการน าเข้า LNG เพิ่มขึ้นตามไปด้วย จึงยังต้องติดตามความเสี่ยงจากปัจจัยด้านภูมิรัฐศาสตร์อย่างใกล้ชิด เนื่องจากยังมีความไม่แน่นอน สูง และอาจส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะถัดไปส าหรับระยะยาว ยังจ าเป็นต้องติดตามทิศทางนโยบายภาครัฐ และระดับการลงทุนในระบบไฟฟ้าอย่างใกล้ชิด โดยเฉพาะการลงทุนที่จ าเป็นต่อการรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน การ เพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาด และการรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า ซึ่งล้วนเป็นปัจจัยส าคัญต่อการบริหารต้นทุนค่าไฟฟ้า และความมั่นคงทางพลังงานของประเทศในระยะยาว\nราคาก๊าซธรรมชาติ: ภาพรวมราคาก๊าซธรรมชาติในปรมเทศ หรือ Pool Gas ในปี 2569 มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น จาก สมมติฐานเดิมที่คาดว่าราคาก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNGในตลาดโลกจะทยอยปรับลดลง จากปริมาณก าลังการผลิตใหม่ที่คาดว่า จะทยอยเข้าสู่ตลาดในช่วงปี 2569–2570 โดยเฉพาะจากประเทศกาตาร์และสหรัฐอเมริกา อย่างไรก็ดีสถานการณ์ความตึงเครียด ด้านภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลางได้เพิ่มความเสี่ยงต่อห่วงโซ่อุปทาน LNGอย่างมีนัยส าคัญ ทั้งจากความเสี่ยงด้านเส้นทางขนส่ง ผ่านช่องแคบฮอร์มุซต้นทุนค่าขนส่งและค่าประกันภัยที่อาจปรับเพิ่มขึ้น รวมถึงความเสี่ยงต่อความต่อเนื่องของอุปทาน LNG จาก ภูมิภาคดังกล่าว ถึงแม้ว่า ปตท. มีสัญญาซื้อ LNG ระยะยาวจากประเทศกาตาร์ประมาณร้อยละ 7-10ของปริมาณการน าเข้า LNG ทั้งหมด จากการประกาศเหตุสุดวิสัย (Force Majeure) ถึงสิ้นปี 2569 ท าให้เกิดข้อจ ากัดด้านอุปทานหรือการส่งมอบ LNG จาก กาตาร์ปตท. จ าเป็นต้องจัดหา LNG จากตลาดจร หรือ Spot LNG เพิ่มเติมเพื่อทดแทน ซึ่งโดยทั่วไปมีความผันผวนด้านราคาสูงกว่า และอาจส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติในประเทศปรับเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ระดับปริมาณส ารองก๊าซธรรมชาติในยุโรปที่อยู่ในระดับต่า กว่าค่าเฉลี่ยในอดีต อาจส่งผลให้หลายประเทศเร่งจัดหา LNGเพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาวปลายปี 2569 ซึ่ง จะเป็นปัจจัยเพิ่มเติมที่ท าให้ภาวะอุปสงค์และอุปทานในตลาด LNG โลกตึงตัวมากขึ้น จากปัจจัยดังกล่าว ราคา LNG ใน ตลาดโลกในช่วงที่เหลือของปี 2569 อาจยังคงอยู่ในรมดับสูงแลมมีความผันผวน โดยคาดว่าอาจเคลื่อนไหวในกรอบ ปรมมา 14–20 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูขึ้นอยู่กับสถานการณ์ในตะวันออกกลาง ระดับความต้องการ LNGของประเทศผู้น าเข้ารายใหญ่และความสามารถในการจัดหาอุปทานทดแทน ขณะเดียวกัน ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากปี 2568 ตามความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากสภาพอากาศที่ร้อนกว่าปกติส่งผลให้ราคา Pool Gas ในประเทศ มีโอกาสปรับเพิ่มขึ้นจากระดับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อย่างมีนัยส าคัญ และอาจส่งผลต่อต้นทุนเชื้อเพลิงของผู้ผลิตไฟฟ้าในระยะ ถัดไป\nราคาถ่านหิน: ภาพรวมราคาถ่านหินอ้างอิง Newcastle Export Index หรือ NEWC ในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยส าคัญตั้งแต่ช่วงไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากความกังวลด้านอุปทาน ภายหลังรัฐบาลอินโดนีเซียมีแผนปรับลดโควตาการผลิตถ่าน หินประจ าปี 2569 ประกอบกับราคา LNG ในตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นจากความตึงเครียดด้านภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง ซึ่ง หากราคา LNG ยังคงอยู่ในระดับสูงต่อเนื่อง อาจส่งผลให้ผู้ผลิตไฟฟ้าในบางประเทศปรับเพิ่มสัดส่วนการใช้ถ่านหินทดแทนก๊าซ ธรรมชาติหรือ Gas-to-Coal Switchingเพื่อบริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ส่งผลให้ความต้องการใช้ถ่านหินในตลาดโลกปรับเพิ่มขึ้น และส่งผลต่อราคาถ่านหินในระยะถัดไป (ต่อ…)\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 9", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 9, "tags": [ "ต้นทุน", "เพิ่มขึ้น", "ก๊าซธรรมชาติ", "อุปทาน", "พลังงาน", "ตลาดโลก", "ประเทศ", "ปัจจัย", "มีแนวโน้ม", "ความเสี่ยง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 37, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_c567d698abe847a5a286f8e1509dfed0", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจแลมปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569 (ต่อ) ราคาถ่านหิน(ต่อ): จากปัจจัยดังกล่าว คาดว่าราคาถ่านหิน NEWC ในช่วงที่เหลือของปี 2569 อาจเคลื่อนไหวในกรอบ ประมาณ130–150 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน สูงกว่าสมมติฐานเดิมที่คาดว่าจะอยู่ในกรอบประมาณ 100–120 ดอลลาร์สหรัฐต่อ ตัน ทั้งนี้ยังต้องติดตามทิศทางนโยบายการผลิตและการส่งออกถ่านหินของประเทศอินโดนีเซีย รวมถึงสถานการณ์ของราคา LNG ในตลาดโลก ซึ่งอาจส่งผลต่อการตัดสินใจใช้เชื้อเพลิงของผู้ผลิตไฟฟ้าในหลายประเทศ อย่างไรก็ตาม คาดว่าราคาถ่าน หินยังมีโอกาสปรับเพิ่มขึ้นอย่างจ ากัดเมื่อเทียบกับช่วงปี 2565–2566 เนื่องจากประเทศผู้ใช้ถ่านหินรายใหญ่อย่างจีนและ อินเดียได้เพิ่มก าลังการผลิตถ่านหินภายในประเทศอย่างต่อเนื่อง เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานและเสริมสร้างความ มั่นคงด้านพลังงานภายในประเทศ ประกอบกับหลายประเทศยังคงเร่งขยายก าลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งมีส่วนช่วยลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินในระยะยาว แม้ว่าถ่านหินยังคงมีบทบาทส าคัญในฐานะเชื้อเพลิงหลัก ส าหรับการผลิตไฟฟ้าฐานในบางประเทศก็ตาม\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ : ส าหรับปี 2569 ค่าเงินบาทมีแนวโน้มเคลื่อนไหวผันผวนตาม ทิศทางเงินดอลลาร์สหรัฐ นโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐ และกระแสเงินทุนเคลื่อนย้ายระหว่างประเทศ โดย ในช่วงต้นปีเงินบาทได้รับแรงกดดันจากความไม่แน่นอนของเศรษฐกิจโลก อัตราผลตอบแทนพันธบัตรสหรัฐฯ ที่ยังอยู่ใน ระดับสูง และความกังวลต่อสถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์ซึ่งส่งผลให้นักลงทุนยังคงระมัดระวังการลงทุนในสินทรัพย์ตลาดเกิด ใหม่อย่างไรก็ดีในระยะถัดไป ค่าเงินบาทอาจได้รับปัจจัยสนับสนุนจากแนวโน้มการปรับลดอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลาง สหรัฐ การฟื้นตัวของภาคการท่องเที่ยว รายได้จากการส่งออก และดุลบัญชีเดินสะพัดของไทย ทั้งนี้ค่าเงินบาทยังมีความ เสี่ยงจากความผันผวนของราคาพลังงาน เงินทุนไหลออก และทิศทางเศรษฐกิจไทยที่ยังฟื้นตัวอย่างค่อยเป็นค่อยไป ส่งผลให้ภาพรวมทั้งปี 2569 ค่าเงินบาทมีแนวโน้มเคลื่อนไหวในกรอบกว้างและยังต้องติดตามปัจจัยภายนอกประเทศอย่างใกล้ชิด โดยคาดการ์ว่าค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐในปี 2569 จมเคลื่อนไหวในกรอบเฉลี่ยปรมมา 32.00 – 33.50 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่เมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ : ปี 2569 เงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่มีแนวโน้ม เคลื่อนไหวผันผวนตามทิศทางเงินดอลลาร์สหรัฐ กระแสเงินทุนเคลื่อนย้ายระหว่างประเทศ และภาวะการค้าโลก โดย ปัจจัยกดดันหลักยังมาจากความไม่แน่นอนของทิศทางนโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐ อัตราผลตอบแทนพันธบัตร รัฐบาลสหรัฐฯ ที่ยังอยู่ในระดับสูง และความกังวลด้านภูมิรัฐศาสตร์ซึ่งอาจส่งผลให้นักลงทุนเพิ่มการถือครองสินทรัพย์สกุล ดอลลาร์สหรัฐในบางช่วง อย่างไรก็ดีเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่ยังมีปัจจัยสนับสนุนจากพื้นฐานเศรษฐกิจของไต้หวันที่ยัง แข็งแกร่ง โดยเฉพาะภาคการส่งออกสินค้าเทคโนโลยีเซมิคอนดักเตอร์และสินค้าที่เกี่ยวข้องกับปัญญาประดิษฐ์ซึ่งยังได้รับ แรงหนุนจากความต้องการในตลาดโลก โดยคาดการ์ว่าค่าเงินดอลลาร์สหไต้หวันใหม่ต่อดอลลาร์สหรัฐในปี2569 จมเคลื่อนไหวในกรอบเฉลี่ยปรมมา 31.00 – 32.50 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ ขณะที่ยังต้องติดตามความผันผวนของ เงินดอลลาร์สหรัฐ ทิศทางอัตราดอกเบี้ยของสหรัฐฯ ความเสี่ยงด้านภูมิรัฐศาสตร์และมาตรการทางการค้าระหว่างประเทศ อย่างใกล้ชิด\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 10", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 10, "tags": [ "ดอลลาร์สหรัฐ", "ถ่านหิน", "เคลื่อนไหว", "ประเทศ", "ปัจจัย", "ทิศทาง", "การผลิต", "ค่าเงินบาท", "พลังงาน", "เศรษฐกิจ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 28, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_0359f755069f41d3bfaf86aac050ba9e", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต\nความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในปรมเทศ: ในปี 2569 คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น ทั้งใน ส่วนของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ หรือ Peak Demand ในระบบของ 3 การไฟฟ้า และปริมาณการใช้ไฟฟ้าโดยรวม โดย Peak Demand มีโอกาสปรับสูงกว่าสถิติสูงสุดเดิมที่เคยเกิดขึ้นในเดือนพฤษภาคม 2567 ที่ระดับประมาณ 36,792 เมกะวัตต์จากปัจจัยสนับสนุนหลัก ได้แก่สภาพอากาศที่ร้อนจัดในปี 2569 ซึ่งได้รับอิทธิพลจากปรากฏการณ์เอลนีโญ โดยกรมอุตุนิยมวิทยา คาดการณ์ว่าอุณหภูมิในช่วงฤดูร้อนปี 2569 อาจสูงกว่าปี 2568 ประมาณ 1–2 องศาเซลเซียส ทั้งนี้โดยทั่วไปอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้นทุก 1 องศาเซลเซียส อาจส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 400–800 เมกะวัตต์นอกจากนี้ Peak Demand ในช่วงเดือน มกราคม–มีนาคม 2569 ยังอยู่ในระดับสูงกว่าประมาณการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ประมาณร้อยละ 5 ในระยะต่อไป ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากปัจจัยเชิงโครงสร้างหลายประการ ได้แก่การใช้งาน ยานยนต์ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น การส่งเสริมการลงทุนในธุรกิจศูนย์ข้อมูล (Data Center) ภายในประเทศ ซึ่งมีแนวโน้มขยายตัวอย่างมีนัยส าคัญรวมถึงการผลักดันอุตสาหกรรมเซมิคอนดักเตอร์ซึ่งมีเป้าหมายการลงทุนรวมประมาณ 500,000 ล้านบาทภายในปี 2572 แม้เศรษฐกิจไทยโดยรวมยังมีแนวโน้มขยายตัวในระดับไม่สูงมากนัก แต่ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากบางภาคส่วน โดยเฉพาะ อุตสาหกรรมเทคโนโลยีขั้นสูง มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญ และจะเป็นปัจจัยสนับสนุนให้ Peak Demand ของประเทศ ปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง\nอย่างไรก็ตาม ก าลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ของประเทศยังไม่ได้เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญในช่วงหลายปีที่ผ่านมา ขณะที่การพัฒนา โรงไฟฟ้าใหม่มีความเสี่ยงที่จะล่าช้า ทั้งจากแผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่หรือ PDP ซึ่งยังอยู่ระหว่างการ ปรับปรุง และข้อจ ากัดด้านห่วงโซ่อุปทานของเครื่องจักร Gas Turbine ในตลาดโลก ซึ่งอยู่ในภาวะตึงตัวจากความต้องการที่เพิ่มขึ้น เพื่อรองรับการขยายตัวของ Data Center ส่งผลให้ระยะเวลาการสั่งซื้อเครื่องจักรในปัจจุบันอาจยาวนานถึงประมาณ 6–7 ปีและ ราคาปรับเพิ่มขึ้นแล้วมากกว่าร้อยละ 200 จากสถานการณ์ดังกล่าว จึงมีความเป็นไปได้ที่ภาครัฐอาจพิจารณาต่ออายุสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าประเภท IPP ที่ใกล้ครบก าหนดอายุสัญญากับ กฟผ. เพื่อรักษาความเพียงพอและความมั่นคงของระบบ ไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านระหว่างรอการพัฒนาโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP ทั้งนี้ยังคงต้องติดตามปัจจัยภายนอกที่อาจส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในระยะสั้น โดยเฉพาะสถานการณ์ความ ขัดแย้งในตะวันออกกลาง ซึ่งอาจส่งผลต่อภาคการส่งออกและความต้องการใช้ไฟฟ้าของภาคอุตสาหกรรม อย่างไรก็ดีการขยายตัว ของอุตสาหกรรมยุคใหม่ดังกล่าวถือเป็นโอกาสส าคัญของบริษัทฯ ในระยะต่อไป ทั้งในด้านการจ าหน่ายไฟฟ้าให้แก่กฟผ. เพื่อ รองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของประเทศ และการจ าหน่ายไฟฟ้าโดยตรงให้แก่ลูกค้า Data Center ภายใต้รูปแบบสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง หรือ Direct PPA ซึ่งรัฐบาลมีแนวทางเร่งผลักดันกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องภายในปี 2569 เพื่อรองรับการลงทุนใน อุตสาหกรรมเทคโนโลยีขั้นสูง โดยเฉพาะอุตสาหกรรมเซมิคอนดักเตอร์และธุรกิจ Data Center ต้นทุนเชื้อเพลิงน าเข้า: ราคาก๊าซธรรมชาติเป็นปัจจัยส าคัญต่อโครงสร้างต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและระดับค่าไฟฟ้าของประเทศ ไทย โดยเฉพาะราคา LNG ซึ่งหากปรับตัวสูงขึ้นจากปัจจัยด้านภูมิรัฐศาสตร์ภาวะอุปทานตึงตัว หรือสภาพอากาศที่รุนแรง อาจ ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวมปรับตัวเพิ่มขึ้นในปี 2569 คาดว่าราคาก๊าซธรรมชาติน าเข้ามีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นจากความ เสี่ยงด้านการหยุดชะงักของอุปทานในภูมิภาคตะวันออกกลาง บริษัทฯ จึงยังคงติดตามความเสี่ยงด้านต้นทุนเชื้อเพลิงอย่างใกล้ชิด เนื่องจากความผันผวนดังกล่าวอาจส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและทิศทางค่าไฟฟ้าในระยะถัดไป อย่างไรก็ตาม ในระยะยาว ราคาก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มปรับตัวลดลงจากอุปทานใหม่ในตลาดโลกที่คาดว่าจะทยอยเพิ่มขึ้นนอกจากนี้หากการลงทุนในธุรกิจ ศูนย์ข้อมูล (Data Center) เกิดขึ้นตามแผนที่มีการเสนอไว้ทั้งหมด และส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในระดับประมาณ 10 กิกะวัตต์อาจท าให้ประเทศไทยมีความจ าเป็นต้องน าเข้าก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญในอนาคต ซึ่งอาจเป็นข้อจ ากัดต่อ ความสามารถของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งในการบริหารจัดการภาระต้นทุนส่วนเพิ่ม โดยเฉพาะในช่วงที่ยังต้องมีการลงทุนจ านวนมาก เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบไฟฟ้า และยกระดับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน รวมถึงสนับสนุนเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2593 ของประเทศ GPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 11", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 11, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "ความต้องการ", "ประเทศ", "มีแนวโน้ม", "ปัจจัย", "ปรับตัว", "ต้นทุน", "การลงทุน", "Center", "อุตสาหกรรม" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 36, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_a8a6aa11ee614000a13a0a421e9f7450", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต (ต่อ)\nการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า: คาดว่าจะมีความชัดเจนมากขึ้นภายหลังการประกาศใช้แผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทยฉบับใหม่โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่อาจส่งผลต่อระดับราคาจ าหน่ายไฟฟ้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรม โดยเฉพาะ กลุ่มลูกค้าที่มีการอ้างอิงราคาขายปลีกของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)ทั้งนี้การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งใหญ่ของ ประเทศไทยเกิดขึ้นล่าสุดเมื่อปี 2558 โดยตามหลักนโยบายจะมีการทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นรอบทุก 3–5 ปีอย่างไรก็ตาม ในช่วงที่ผ่านมา ประเทศไทยเผชิญกับปัจจัยกดดันหลายประการ ทั้งการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ในช่วงปี 2563–2564 และวิกฤติราคาพลังงานในตลาดโลก ส่งผลให้การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าไม่สามารถด าเนินการได้ตามกรอบเวลาที่ก าหนดไว้เดิม ปัจจุบันคณะกรรมการก ากับกิจการพลังงาน (กกพ.) อยู่ระหว่างการจัดท ากรอบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฉบับใหม่ของประเทศ ซึ่งคาดว่าจะประกาศใช้ภายในช่วง 1–2 ปีข้างหน้า โดยการปรับโครงสร้างดังกล่าวมีแนวโน้มสะท้อนต้นทุนด้านพลังงานและ โครงสร้างการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในระยะยาว รวมถึงจ าเป็นต้องสร้างสมดุลระหว่างความสามารถในการจ่ายของผู้ใช้ไฟฟ้า ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และความจ าเป็นในการลงทุนเพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน เพื่อสนับสนุนเป้าหมายการ ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ของประเทศภายในปี 2593 ซึ่งเป็นกรอบเวลาที่มีการเร่งขึ้นจากเป้าหมายเดิมในปี 2603 ทั้งนี้การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจ าเป็นต้องพิจารณาอย่างรอบด้านตลอดห่วงโซ่ระบบไฟฟ้า ตั้งแต่ต้นทุนในภาคการผลิต ไฟฟ้า การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและระบบจ าหน่ายไฟฟ้า ตลอดจนต้นทุนในการบริหารจัดการเสถียรภาพของระบบ ไฟฟ้าที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากการบูรณาการพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนที่สูงขึ้น รวมถึงต้นทุนเชิงนโยบายอื่น ๆ ที่อาจเกิดขึ้นใน อนาคต เช่น กลไกภาษีคาร์บอน เป็นต้นอย่างไรก็ตาม การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงไปยังราคาขายไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงเป็น ความท้าทายส าคัญ ภายใต้ภาวะเศรษฐกิจที่ยังฟื้นตัวอย่างค่อยเป็นค่อยไป แต่ในระยะยาว การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าถือ เป็นประเด็นที่มีความจ าเป็น เนื่องจากประเทศไทยต้องรักษาขีดความสามารถในการแข่งขันและดึงดูดอุตสาหกรรมเป้าหมายที่มีความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าสูง เช่น ธุรกิจศูนย์ข้อมูล (Data Center) เพื่อสนับสนุนศักยภาพการเติบโตทางเศรษฐกิจในระยะ ต่อไปจากการประเมินของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หากการลงทุนในธุรกิจศูนย์ข้อมูลเกิดขึ้นตามแผนที่มีการเสนอไว้ทั้งหมด และส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 10 กิกะวัตต์ประเทศไทยอาจจ าเป็นต้องมีการลงทุนเพิ่มเติมในระบบผลิต ไฟฟ้าและระบบสายส่งไฟฟ้าในระดับประมาณ 1 ล้านล้านบาท ซึ่งเป็นภาระการลงทุนขนาดใหญ่ที่ภาครัฐเพียงฝ่ายเดียวอาจไม่สามารถรองรับได้ทั้งหมดดังนั้น การเปิดโอกาสให้ภาคเอกชนเข้ามามีบทบาทมากขึ้นในการลงทุนเพื่อรองรับการขยายตัวของระบบ ไฟฟ้าและการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน จึงมีความส าคัญอย่างยิ่ง และถือเป็นโอกาสส าคัญของบริษัทฯ ในการเข้าร่วมพัฒนาและ ลงทุนในธุรกิจพลังงานรูปแบบใหม่ควบคู่กับการสร้างมูลค่าเพิ่มในระยะยาว และการสนับสนุนการขับเคลื่อนระบบพลังงานของ ประเทศไทยไปสู่ความยั่งยืน\nแผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของปรมเทศ (Power Development Plan: PDP) ฉบับใหม่: คาดว่าจะมีการเผยแพร่ร่างแผนเพื่อ รับฟังความคิดเห็นจากสาธารณะภายในปี 2569 โดยแผนดังกล่าวจะมีบทบาทส าคัญต่อการก าหนดทิศทางการพัฒนาและการ ลงทุนในภาคพลังงานของประเทศไทยในระยะยาว โดยเฉพาะการสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานให้เกิดขึ้นอย่างเป็นรูปธรรม มากยิ่งขึ้นทั้งนี้คาดว่า PDP ฉบับใหม่จะสะท้อนการปรับโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซ เรือนกระจกของประเทศ ภายใต้พันธกรณีการมีส่วนร่วมที่ประเทศก าหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) รวมถึง เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emissions) เพื่อสนับสนุนการพัฒนาเศรษฐกิจคาร์บอนต่า และเพิ่ม ขีดความสามารถในการดึงดูดการลงทุนสีเขียวในอนาคตภายใต้กรอบดังกล่าว PDP ฉบับใหม่คาดว่าจะเป็นปัจจัยสนับสนุนการ ลงทุนในภาคพลังงานในช่วงหลายปีข้างหน้า โดยเฉพาะการลงทุนในพลังงานหมุนเวียน ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage) และเทคโนโลยีพลังงานสะอาดที่สามารถเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและรองรับบทบาทการผลิตไฟฟ้าฐานในระยะยาว เช่น โรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบโมดูลาร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor: SMR) เทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) ตลอดจนการใช้ไฮโดรเจนและแอมโมเนียร่วมกับเชื้อเพลิงฟอสซิล เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือน กระจกจากภาคการผลิตไฟฟ้า (ต่อ…)\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 12", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 12, "tags": [ "พลังงาน", "ประเทศ", "ค่าไฟฟ้า", "การปรับโครงสร้าง", "การลงทุน", "สนับสนุน", "ต้นทุน", "ระยะยาว", "เป้าหมาย", "ธุรกิจ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 36, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_9ca34827f7494094ae0381bbeed06918", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจแลมแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต (ต่อ)\nแผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของปรมเทศ (Power Development Plan: PDP) ฉบับใหม่ (ต่อ): นอกจากนี้คาดว่า PDP ฉบับ ใหม่จะได้รับการพิจารณาควบคู่กับแนวทางการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการปรับโครงสร้างตลาดไฟฟ้า เพื่อรองรับ เทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่รวมถึงรูปแบบธุรกิจพลังงานที่มีความยืดหยุ่นมากขึ้นในอนาคต อันจะช่วยเสริมสร้าง เสถียรภาพของระบบไฟฟ้า ความมั่นคงด้านพลังงาน และความสามารถในการแข่งขันของประเทศในระยะยาว ส าหรับบริษัทฯ การเปลี่ยนแปลงเชิงโครงสร้างดังกล่าวถือเป็นโอกาสส าคัญในการขยายการลงทุนในธุรกิจพลังงานสะอาด และห่วงโซ่คุณค่าที่เกี่ยวเนื่อง ทั้งในด้านการพัฒนาโครงการใหม่การประยุกต์ใช้เทคโนโลยีขั้นสูง และการสร้างรูปแบบความร่วมมือทางธุรกิจ เพื่อสนับสนุนเป้าหมายการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของประเทศ และสอดคล้องกับทิศทางการเติบโตอย่างยั่งยืนของ บริษัทฯ ในระยะยาว\nการเปิดใช้รมบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA): ถือเป็นกลไกหนึ่งที่ส าคัญในการสนับสนุน การปรับโครงสร้างตลาดไฟฟ้าและการเปิดเสรีในธุรกิจไฟฟ้าของประเทศ โดยเปิดโอกาสให้ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถท าสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าโดยตรงกับผู้ใช้ไฟฟ้า หรือ Direct Power Purchase Agreement (Direct PPA) ผ่านระบบโครงข่ายไฟฟ้า ซึ่งจะช่วยสนับสนุน การขยายตัวของธุรกิจไฟฟ้าพลังงานสะอาด และเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้อง กับความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพและรวดเร็วยิ่งขึ้นทั้งนี้คาดว่าจะมีการเร่งผลักดันการออกกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องภายในปี 2569 เพื่อเริ่มทดลองให้มีการท าDirect PPAส าหรับการจ าหน่ายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านระบบ TPA โดยในระยะแรกอาจมุ่งเน้นโครงการน าร่องส าหรับกลุ่มธุรกิจที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาดในปริมาณสูง เช่นศูนย์ข้อมูล (Data Center)เพื่อรองรับการขยายตัวของเศรษฐกิจดิจิทัลของประเทศไทย และสร้างความเชื่อมั่นให้แก่ภาคเอกชนในการลงทุนด้าน โครงสร้างพื้นฐานดิจิทัลในระยะถัดไป คาดว่าการเปิดใช้ระบบ TPA จะขยายไปสู่ภาคธุรกิจอื่น ๆ ในวงกว้างมากขึ้น ซึ่งจะช่วยเพิ่ม ความยืดหยุ่นของตลาดไฟฟ้า ส่งเสริมการแข่งขันอย่างเหมาะสม และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกแหล่งพลังงานที่สอดคล้องกับเป้าหมายด้านต้นทุน ความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า และการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกขององค์กรได้มากยิ่งขึ้น ส าหรับบริษัทฯ การด าเนินการดังกล่าวถือเป็นโอกาสส าคัญในการขยายการลงทุนด้านพลังงานสะอาดในประเทศไทย เพื่อรองรับ ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (Eastern Economic Corridor: EEC) รวมถึงพื้นที่อื่น ๆ ที่มีศักยภาพในการพัฒนาโครงการในอนาคต สอดคล้องกับทิศทางการเติบโตของอุตสาหกรรมเป้าหมาย และกล ยุทธ์การเติบโตอย่างยั่งยืนของบริษัทฯ\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 13", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 13, "tags": [ "ธุรกิจ", "พลังงาน", "เติบโต", "ประเทศ", "บริษัทฯ", "สอดคล้อง", "ในอนาคต", "การปรับโครงสร้าง", "รองรับ", "รูปแบบ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 22, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_00b623090c9b48df94590c36efed20b8", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nผลการด าเนินงานภาพรวมของบริษัท : ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ (ล้านบาท, %)\nรายได้จากการด าเนินงาน (ล้านบาท, %)\nEBITDA (ล้านบาท, %)\n21,414\n YoY -22%\n1%\n YoY -8%\n YoY -27%\n19,465\n QoQ -15%\n QoQ +6%\n QoQ -19%\n16,165\n1%\n20%\n14,594\n16,640\n9%\n20%\n3%\n2%\n8%\nน้าอุตสาหกรรม ไนโตรเจน\n4.790\n11,766\n4%\nน้าเย็น และอื่นๆ\n20%\n4,427\n23%\n26%\n4,191\n4%\nไอน้า\n11%\nค่าบ ารุงรักษา\n22%\n4%\n27%\nVSPP\n2%\n3%\n6%\nต้นทุนอื่นๆ\n6%\n8%\nไฟฟ้า + รายได้จาก\nถ่านหิน\n4%\n7%\nสัญญาเช่าการเงิน (IPP)\nก๊าซธรรมชาติ\n(IPP)\n73%\n72%\nSPP\n87%\n56%\n63%\nก๊าซ\n63%\n76%\nไฟฟ้า (SPP+VSPP)\n52%\n59%\nธรรมชาติ\n(SPP)\n23%\n26%\nIPP\n9%\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ แลมบริษัทย่อย\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\n(หน่วย : ล้านบาท)\nQoQ\nYoY\n21,414\n19,465\n16,640\n(22%)\n(15%)\nรายได้จากการด าเนินงาน\n(16,165)\n(14,594)\n(11,766)\n(27%)\n(19%)\nต้นทุนขาย (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nก าไรขั้นต้น\n5,249\n4,871\n4,874\n(7%)\n0.1%\n(519)\n(749)\n(489)\n(6%)\n(35%)\nค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร\n61\n69\n42\n(31%)\n(39%)\nรายได้จากการด าเนินงานอื่น\n4,790\n4,191\n4,427\n(8%)\n6%\nEBITDA\n(2,324)\n(2,362)\n(2,290)\n(1%)\n(3%)\nค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย\n2,466\n1,829\n2,137\n(13%)\n17%\nEBIT\n(1,380)\n(1,207)\n(1,137)\n(18%)\n(6%)\nต้นทุนทางการเงิน\n242\n359\n41\n(83%)\n(89%)\nรายได้และค่าใช้จ่ายอื่น\n121\n1,233\n391\n223%\n(68%)\nเงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า\n(67)\n(206)\n(73)\n9%\n(65%)\nค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ก าไรก่อนผลกรมทบจากอัตราแลกเปลี่ยนแลมรายการพิเศษ\n1,382\n2,009\n1,360\n(2%)\n(32%)\n(57)\n(291)\n226\n(496%)\n(178%)\nก าไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิ-สุทธิ\n1,325\n1,718\n1,586\n20%\n(8%)\nก าไรสุทธิ\n(185)\n(220)\n134\n(172%)\n(161%)\nส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\n1,140\n1,498\n1,719\n51%\n15%\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่อัตราก าไรขั้นต้น (%)\n25%\n25%\n29%\n5%\n5%\n5%\n8%\n10%\n5%\n2%\nอัตราก าไรสุทธิ (%)\nตารางที่ 2 : ผลการด าเนินงานของบริษัทฯ แลมบริษัทย่อย\n\n14\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n\n| 21,414 1%  YoY -22% 19,465  QoQ -15% 20% 1% 16,640 20% 3% นา้ อ นา้ เ 23% 26% ไอ 27% 8% ไฟ สญั 56% 52% 63% ไฟ Q1/68 Q4/68 Q1/69 | | | | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| ผลการดา เนินงานของบริษัทฯ แลมบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| รายไดจ้ ากการดา เนินงาน | 21,414 | 19,465 | 16,640 | (22%) | (15%) |\n| ตน้ ทนุ ขาย (ไม่รวมคา่ เส่ือมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย) | (16,165) | (14,594) | (11,766) | (27%) | (19%) |\n| กา ไรขั้นต้น | 5,249 | 4,871 | 4,874 | (7%) | 0.1% |\n| คา่ ใชจ้ ่ายในการขายและบรหิ าร | (519) | (749) | (489) | (6%) | (35%) |\n| รายไดจ้ ากการดา เนินงานอ่ืน | 61 | 69 | 42 | (31%) | (39%) |\n| EBITDA | 4,790 | 4,191 | 4,427 | (8%) | 6% |\n| คา่ เส่ือมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย | (2,324) | (2,362) | (2,290) | (1%) | (3%) |\n| EBIT | 2,466 | 1,829 | 2,137 | (13%) | 17% |\n| ตน้ ทนุ ทางการเงิน | (1,380) | (1,207) | (1,137) | (18%) | (6%) |\n| รายไดแ้ ละคา่ ใชจ้ ่ายอ่ืน | 242 | 359 | 41 | (83%) | (89%) |\n| เงินปันผลรบั และส่วนแบง่ กา ไรจากเงินลงทนุ ในบรษิ ัทรว่ มและการรว่ มคา้ | 121 | 1,233 | 391 | 223% | (68%) |\n| คา่ ใชจ้ ่ายภาษีเงินได้ | (67) | (206) | (73) | 9% | (65%) |\n| กา ไรก่อนผลกรมทบจากอัตราแลกเปลี่ยนแลมรายการพิเศษ | 1,382 | 2,009 | 1,360 | (2%) | (32%) |\n| กา ไร (ขาดทนุ ) จากอตั ราแลกเปล่ียนสทุ ธิ-สทุ ธิ | (57) | (291) | 226 | (496%) | (178%) |\n| กา ไรสุทธิ | 1,325 | 1,718 | 1,586 | 20% | (8%) |\n| ส่วนไดเ้สียท่ไี ม่มีอา นาจควบคมุ | (185) | (220) | 134 | (172%) | (161%) |\n| กา ไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ | 1,140 | 1,498 | 1,719 | 51% | 15% |\n| อัตรากา ไรขั้นต้น (%) | 25% | 25% | 29% | 5% | 5% |\n| อัตรากา ไรสุทธิ (%) | 5% | 8% | 10% | 5% | 2% |\n\n| | 8% | |\n| --- | --- | --- |\n| | 4% | |\n| | 22% | |\n| | 7% 59% | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 14, "tags": [ "บริษัท", "รายได้", "ต้นทุน", "ขั้นต้น", "EBITDA", "บริษัทฯ", "ค่าใช้จ่าย", "อัตราแลกเปลี่ยน", "ไตรมาส", "(16,165)" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 1, "layout_tables": 2, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p014_c1", "page": 14, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p014_c1.png", "width": 332, "height": 577, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p014_c1.png" }, { "id": "p014_c2", "page": 14, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p014_c2.png", "width": 334, "height": 516, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p014_c2.png" }, { "id": "p014_c3", "page": 14, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p014_c3.png", "width": 341, "height": 470, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p014_c3.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_9eb348f7894c406c9a74bd97e533a6d8", "content": "ปัจจัยหลักที่มีผลต่อรายได\nปัจจัยหลักที่ส่งผลกรมทบต่อรายได้โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย (%)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าศรีราชา\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\n\n• อัตราค่าความพร้อมจ่ายของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n\n100%\n-\n-\n-\n-\n100%\n96%\n77%\n(23%)\n(20%)\n97%\n98%\n4%\n(96%)\n(96%)\nตารางที่ 3 : อัตราค่าความพร้อมจ่าย\nโรงไฟฟ้าศรีราชา การผลิตไฟฟ้าได้ด าเนินการครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญากับ กฟผ. เรียบร้อยแล้วตั้งแต่เดือนพฤษภาคม\n2568 ซึ่งเป็นไปตามเงื่อนไขของสัญญา\nโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีอัตราค่าความพร้อมจ่ายที่ร้อยละ 77 ลดลงจากไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และไตรมาสที่ 1\nปี 2568 เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการหยุดซ่อม\nบ ารุงนอกแผนงานจ านวน 4 วัน และไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ไม่มีการหยุดซ่อมบ ารุง\nโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีอัตราค่าความพร้อมจ่ายที่ร้อยละ 4 ลดลงจากไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และไตรมาสที่ 1 ปี\n2568 เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน\nปริมา การขายไฟฟ้าแลมไอน้า\nปริมา การขายไฟฟ้า (GWh)\n4,628\n60\n3,239\n\n1,329\nQ1/68\nปริมา การขายไอน้า (kton)\n\n3,343\n\nQ1/68\n\n• ปริมา การขายไฟฟ้า\n4,979\n59\n3,036\n\n1,885\nQ4/68\n\n3,413\n\nQ4/68\n -22% YoY\n -28% QoQ\n3,602\n60\n3,120\n422\nQ1/69\n YoY +9%\n QoQ +6%\n\n3,629\n\nQ1/69\n◼ โรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)\n\n◼ โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\n\n◼ โรงไฟฟ้าประเภทผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\n\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 422 GWh ลดลง 1,463 GWh หรือร้อยละ 78 เมื่อเทียบกับ\nไตรมาสที่ 4 ปี 2568 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าที่ลดลงของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุด\nซ่อมบ ารุงตามแผนงานและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าจ านวน 88 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการด าเนินการผลิตตามการ\nเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.เต็มไตรมาส และ โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.ประกอบกับมีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงานจ านวน 18 วันในเดือน มีนาคม 2569\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n15\n\n| ปัจจัยหลักทสี่ ่งผลกรมทบต่อรายได้ | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | |\n| อัตราค่าความพร้อมจ่าย (%) | | | | | |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจา่ ย –โรงไฟฟา้ ศรรี าชา | 100% | - | - | - | - |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจา่ ย –โรงไฟฟา้ โกลวไ์อพีพี | 100% | 96% | 77% | (23%) | (20%) |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจา่ ย –โรงไฟฟา้ เก็คโค-่วนั | 97% | 98% | 4% | (96%) | (96%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 15, "tags": [ "ไตรมาส", "โรงไฟฟ้า", "ความพร้อม", "ผู้ผลิต", "แผนงาน", "ปัจจัยหลัก", "เก็คโค่", "ร้อยละ", "รายได้", "ศรีราชา" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 10, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p015_c1", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p015_c1.png", "width": 1050, "height": 483, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p015_c1.png" }, { "id": "p015_c2", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p015_c2.png", "width": 646, "height": 472, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p015_c2.png" }, { "id": "p015_c3", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p015_c3.png", "width": 1049, "height": 419, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p015_c3.png" }, { "id": "p015_c4", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p015_c4.png", "width": 643, "height": 382, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p015_c4.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_899596fef8c04e22ab1a5345b67ac239", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nปัจจัยหลักที่มีผลต่อรายได้ (ต่อ)\n• ปริมา การขายไฟฟ้า (ต่อ)\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ลดลง 907 GWh หรือร้อยละ 68 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้า\nของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน\n88 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 มีการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.จ านวน 62 วัน และ โรงไฟฟ้าศรีราชา การผลิต\nไฟฟ้าได้ด าเนินการครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญากับ กฟผ. เรียบร้อยแล้วตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2568 ซึ่งเป็นไปตามเงื่อนไขของสัญญา\nขณะที่โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีแลมโรงไฟฟ้าห้วยเหาม มีปริมาณการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 3,120 GWh เพิ่มขึ้น 84 GWh หรือร้อยละ 3 เมื่อเทียบกับ\nไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จากปริมาณความต้องการไฟฟ้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้ารวมถึงอุปสงค์ของตลาดที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามปัจจัยฤดูกาล เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ลดลง 119 GWh หรือร้อยละ 4 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของ\nโรงไฟฟ้า GSPP3 และ GSPP11 Phase1 ลดลงตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ที่หมดอายุขณะที่ปริมาณความต้องการไฟฟ้าของลูกค้า\nอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นไปตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 60 GWh ทรงตัวเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี2568\nจากปริมาณการขายไฟฟ้าที่ปรับตัวดีขึ้นของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ GRP ตามความเข้มแสงที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามฤดูกาล ในขณะที่ปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าขยะ RDF ลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมด าเนินงานนอกแผนงาน 19 วัน เมื่อเทียบ\nกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 เพิ่มขึ้น 1 GWh หรือร้อยละ 2 จากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ของ Glow มีการด าเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น\n• ปริมา การขายไอน้า\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีปริมาณการขายไอน้า 3,629 kton เพิ่มขึ้น 216 kton หรือร้อยละ 6 เมื่อเทียบกับ\nไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และเพิ่มขึ้น 286 kton หรือร้อยละ 9 เนื่องจากความต้องการไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมปรับตัวเพิ่มขึ้นตามแผนการ\nด าเนินการผลิตของลูกค้ารวมถึงอุปสงค์ของตลาดที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามปัจจัยฤดูกาล\n\nราคาขายไฟฟ้า ไอน้า แลมน้าเย็น\n\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ\nราคาขายไอน้าเฉลี่ย\nราคาขายไอน้ารวมเฉลี่ย (บาท/ตัน)\nน้าเย็น\nราคาขายน้าเย็นเฉลี่ย (บาท/ตันความเย็น)*\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n\n3.69\n2.73\n3.35\n(9%)\n23%\n3.58\n3.24\n3.29\n(8%)\n2%\n4.94\n4.71\n4.81\n(3%)\n2%\n1,283\n1,147\n1,169\n(9%)\n2%\n7.79\n8.65\n7.33\n(6%)\n(15%)\nตารางที่ 4 : ราคาขายไฟฟ้า ไอน้า แลมน้าเย็น\n\n16\n\n| ราคาขายไฟฟ้า ไอนา ้ แลมนา ้ เย็น | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh) | | | | | |\n| โรงไฟฟ้าผผู้ ลติ ไฟฟ้าอิสระ (IPP) | 3.69 | 2.73 | 3.35 | (9%) | 23% |\n| โรงไฟฟ้าผผู้ ลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ (SPP) | 3.58 | 3.24 | 3.29 | (8%) | 2% |\n| โรงไฟฟ้าผผู้ ลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ มาก (VSPP) และอ่ืนๆ | 4.94 | 4.71 | 4.81 | (3%) | 2% |\n| ราคาขายไอนา ้ เฉลี่ย | | | | | |\n| ราคาขายไอนา ้ รวมเฉล่ยี (บาท/ตนั ) | 1,283 | 1,147 | 1,169 | (9%) | 2% |\n| นา ้ เย็น | | | | | |\n| ราคาขายนา ้ เย็นเฉล่ยี (บาท/ตนั ความเย็น)* | 7.79 | 8.65 | 7.33 | (6%) | (15%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 16, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "ปริมาณ", "ราคาขาย", "ร้อยละ", "ลูกค้า", "เฉลี่ย", "การผลิต", "ขนาดเล็ก" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 16, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p016_c1", "page": 16, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p016_c1.png", "width": 550, "height": 253, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p016_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_62fd7ef14c0c4a659127e9418cb1fee5", "content": "รายได้ของ โรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\nรายได้ของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท)\n\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP)\nค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP)\nเงินรับเพื่อน าส่งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า\nรวมรายได้จากการขายไฟฟ้า\nรายได้จากสัญญาเช่าทางการเงิน\nรายได้จากการขายน้าเพื่อการอุตสาหกรรม\nรวมรายได้ของ IPP\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nรวมรายได้จากการขายไฟฟ้า\nรวมรายได้จากการขายไอน้า\nรายได้จากการขายผลิตภัณฑ์อื่น ๆ\nรวมรายได้ของ SPP\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ\nรายได้จากการขายไฟฟ้า\nรายได้ขายน้าเย็น\nรายได้อื่น ๆ\nรวมรายได้ของ VSPP\nรวมรายได้ของโรงไฟฟ้า (IPP + SPP + VSPP)\n\nรายได้ของโรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\nไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n1,531\n1,368\n435\n(72%)\n(68%)\n3,364\n3,770\n977\n(71%)\n(74%)\n3\n4\n2\n(33%)\n(50%)\n4,898\n5,142\n1,414\n(71%)\n(73%)\n33\n3\n0.4\n(99%)\n(87%)\n-\n-\n-\nN/A\nN/A\n4,931\n5,145\n1,414\n(71%)\n(73%)\n\n11,598\n9,842\n10,263\n(12%)\n4%\n4,289\n3,914\n4,242\n(1%)\n8%\n214\n184\n296\n38%\n61%\n16,102\n13,940\n14,802\n(8%)\n6%\n\n296\n276\n288\n(3%)\n4%\n41\n45\n39\n(5%)\n(13%)\n123%\n66%\n44\n59\n98\n381\n380\n425\n12%\n12%\n21,414\n19,465\n16,640\n(22%)\n(15%)\nตารางที่ 5 : รายได้แยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\n\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 1,414 ล้านบาท ลดลง3,731 ล้านบาทหรือร้อยละ\nหรือร้อยละ 73 จากไตรมาสที่ 4 ปี 2568 โดยสาเหตุหลักมาจากรายได้ของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ลดลง 3,262 ล้านบาท จาก รายได้ค่า\nความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวม\nระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าพลังงานไฟฟ้า (EnergyPayment)ลดลง\nตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1ปี 2569จ านวน 4 วัน, ไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จ านวน 92 วัน) โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีลดลง\n583 ล้านบาท จาก รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18วัน และค่า\nพลังงานไฟฟ้าลดลงตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ เพิ่มขึ้น 114 ล้านบาท จากรายได้ที่เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ\nกฟผ.\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SP P) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 14,802 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 862 ล้านบาทหรือร้อยละ 6\nเนื่องจากปริมาณความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นไปตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ประกอบ\nกับมีการรับรู้รายได้จากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าขั้นต่าจากลูกค้าอุตสาหกรรม (MTOP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n\n17\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n\n| รายได้ของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอสิ รม (IPP) | | | | | |\n| ค่าความพรอ้ มจ่าย (Availability Payment: AP) | 1,531 | 1,368 | 435 | (72%) | (68%) |\n| ค่าพลงั งานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) | 3,364 | 3,770 | 977 | (71%) | (74%) |\n| เงินรบั เพื่อนา ส่งกองทนุ พฒั นาไฟฟา้ | 3 | 4 | 2 | (33%) | (50%) |\n| รวมรายไดจ้ ากการขายไฟฟ้า | 4,898 | 5,142 | 1,414 | (71%) | (73%) |\n| รายไดจ้ ากสญั ญาเชา่ ทางการเงนิ | 33 | 3 | 0.4 | (99%) | (87%) |\n| รายไดจ้ ากการขายนา ้ เพื่อการอตุ สาหกรรม | - | - | - | N/A | N/A |\n| รวมรายไดข้ อง IPP | 4,931 | 5,145 | 1,414 | (71%) | (73%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ (SPP) | | | | | |\n| รวมรายไดจ้ ากการขายไฟฟ้า | 11,598 | 9,842 | 10,263 | (12%) | 4% |\n| รวมรายไดจ้ ากการขายไอนา ้ | 4,289 | 3,914 | 4,242 | (1%) | 8% |\n| รายไดจ้ ากการขายผลิตภณั ฑอ์ ื่น ๆ | 214 | 184 | 296 | 38% | 61% |\n| รวมรายไดข้ อง SPP | 16,102 | 13,940 | 14,802 | (8%) | 6% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ มาก (VSPP) แลมอื่นๆ | | | | | |\n| รายไดจ้ ากการขายไฟฟ้า | 296 | 276 | 288 | (3%) | 4% |\n| รายไดข้ ายนา ้ เยน็ | 41 | 45 | 39 | (5%) | (13%) |\n| รายไดอ้ ื่น ๆ | 44 | 59 | 98 | 123% | 66% |\n| รวมรายไดข้ อง VSPP | 381 | 380 | 425 | 12% | 12% |\n| รวมรายไดข้ องโรงไฟฟ้า (IPP + SPP + VSPP) | 21,414 | 19,465 | 16,640 | (22%) | (15%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 17, "tags": [ "รายได้", "โรงไฟฟ้า", "ไตรมาส", "ผู้ผลิต", "ความพร้อม", "Payment", "เพิ่มขึ้น", "พลังงานไฟฟ้า", "อุตสาหกรรม", "ขนาดเล็ก" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 11, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p017_c1", "page": 17, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p017_c1.png", "width": 441, "height": 258, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p017_c1.png" }, { "id": "p017_c2", "page": 17, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p017_c2.png", "width": 1072, "height": 688, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p017_c2.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_ad008c244b9149c6934f2ecaee68820f", "content": "รายได้ของโรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า (ต่อ)\nไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 425 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 45 ล้านบาทหรือ ร้อยละ 12 สาเหตุหลักมาจากรายได้ของบริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) เพิ่มขึ้น 47 ล้านบาท เนื่องจากรายได้การออกแบบและ ก่อสร้าง (EPC) ที่เพิ่มขึ้นตามความส าเร็จของงาน และ รายได้จากขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ภายใต้ GRP ที่เพิ่มขึ้น 20 ล้านบาทตามความเข้มแสงที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามฤดูกาล ขณะที่รายได้ของโรงไฟฟ้าขยะ RDF ลดลง 16 ล้านบาท จากการหยุดซ่อม บ ารุงนอกแผนงาน 19 วันในไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 1,414 ล้านบาท ลดลง3,517 ล้านบาทหรือร้อยละ 71 จากไตรมาสที่ 1 ปี 2568 โดยสาเหตุหลักมาจากรายได้ของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ลดลง 2,955 ล้านบาท สาเหตุหลักเนื่องจาก รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุง ประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่า พลังงานไฟฟ้า(Energy Payment) ลดลงตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จ านวน 4 วัน, ไตรมาสที่ 1 ปี 2568 จ านวน 62 วัน) โรงไฟฟ้าศรีราชา ลดลง 973 ล้านบาท สาเหตุหลักเนื่องจากค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) และ ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือน พฤษภาคม 2568 ขณะที่โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีเพิ่มขึ้น 286 ล้านบาท จากค่า Energy Payment ที่เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โดยในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการเรียกรับไฟฟ้าจาก กฟผ. จ านวน 17 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 มีการเรียกรับไฟฟ้าจาก กฟผ. จ านวน 2 วัน โรงไฟฟ้าห้วยเหาม เพิ่มขึ้น 125 ล้านบาท ตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้น รายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 14,802 ล้านบาท ลดลง 1,300 ล้านบาทหรือร้อยละ 8 สาเหตุหลักเนื่องจาก 1) ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยลดลงจากค่า FT ที่ปรับตัวลดลง และราคาขายเฉลี่ยไอน้าลดลงเนื่องจากราคา ก๊าซธรรมชาติลดลงตามโครงสร้างราคาในการส่งผ่านต้นทุนไปยังราคาขาย (Passthrough Structure) 2) ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า GSPP3 และ GSPP11 Phase1 กับ กฟผ. หมดอายุขณะที่ 3) ปริมาณความ ต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นไปตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า รายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 425 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 44 ล้านบาท หรือร้อยละ 12 สาเหตุหลักมาจากรายได้ของบริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) เพิ่มขึ้น 39 ล้านบาท เนื่องจากรายได้การออกแบบ และก่อสร้าง (EPC) ที่เพิ่มขึ้นตามความส าเร็จของงาน\n18\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 18, "tags": [ "ไตรมาส", "โรงไฟฟ้า", "เพิ่มขึ้น", "รายได้", "สาเหตุ", "มูลค่า", "ร้อยละ", "Payment", "ขนาดเล็ก", "ความพร้อม" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 22, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p018_c1", "page": 18, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p018_c1.png", "width": 1073, "height": 458, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p018_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_f3773b4873c94af8b1b2a86c1b446c2a", "content": "ปัจจัยหลักที่ส่งผลกรมทบต่อต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ\nปริมา การใช้ราคา : ก๊าซธรรมชาติแลมถ่านหิน\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nก๊าซธรรมชาติปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU)\nปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU)\nปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU)\nถ่านหิน\nปริมาณการใช้ถ่านหินของ GLOW (Ton JPU**)\nราคาเฉลี่ยถ่านหิน* (USD/Ton JPU**)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nก๊าซธรรมชาติปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU)\nปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU)\nปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU)\nราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ย (บาท/MMBTU)\nถ่านหิน\nปริมาณการใช้ถ่านหินของ GLOW (Ton JPU)\nราคาเฉลี่ยถ่านหิน*(USD/Ton JPU)\n* รวมค่าขนส่ง และได้รับการยกเว้นภาษีน าเข้าศุลกากร\n** อ้างอิงค่าความร้อน 6,322 kcal/kg\n\n• ปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n\n2,211\n-\n-\n(100%)\n-\n145\n3,224\n1,480\n921%\n(54%)\n2,356\n3,224\n1,480\n(37%)\n(54%)\n333,760\n478,348\n22,852\n(93%)\n(95%)\n214\n173\n169\n(21%)\n(2%)\n\n13,360\n12,978\n13,841\n4%\n7%\n16,023\n15,362\n15,572\n(3%)\n1%\n29,382\n28,340\n29,413\n-\n4%\n344\n299\n299\n(13%)\n-\n204,614\n141,245\n167,892\n(18%)\n19%\n121\n105\n104\n(14%)\n(1%)\n\nตารางที่ 6 : ตารางแสดงเชื้อเพลิงการผลิต\n\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 1,480,000 MMBTU ลดลงเมื่อ\nเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และไตรมาสที่ 1 ปี 2568 โดยสาเหตุหลักมาจากปริมาณการเรียกรับไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีตามแผนการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ลดลง ประกอบกับ ปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าศรีราชาที่ลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้า\nครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 29,413,000 MMBTU เพิ่มขึ้น\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จากปริมาณความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนงานการ\nเดินเครื่องของลูกค้า ในขณะที่เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมเปลี่ยนแปลงเล็กน้อย สาเหตุหลัก\nเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า GSPP11 Phase1 กับ กฟผ. หมดอายุในเดือนตุลาคม 2568 ในขณะที่ปริมาณความต้องการไฟฟ้า\nและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนงานการเดินเครื่องของลูกค้า\n• ปริมา การใช้ถ่านหิน\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ปริมาณการใช้ถ่านหินประมาณ 22,852 TonJPU ลดลงเมื่อเทียบกับ\nไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และไตรมาสที่ 1 ปี 2568 สาเหตุเนื่องจากโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันมีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานและเพื่อปรับปรุง\nประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.เต็ม\nไตรมาส และในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 มีการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.จ านวน 62 วัน\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n19\n\n| ปริมา การใช้ ราคา : ก๊าซธรรมชาติแลมถ่านหนิ | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | | | | | |\n| ปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติ | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU) | 2,211 | - | - | (100%) | - |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU) | 145 | 3,224 | 1,480 | 921% | (54%) |\n| ปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU) | 2,356 | 3,224 | 1,480 | (37%) | (54%) |\n| ถ่านหนิ | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชถ้ ่านหินของ GLOW (Ton JPU**) | 333,760 | 478,348 | 22,852 | (93%) | (95%) |\n| ราคาเฉลี่ยถ่านหิน* (USD/Ton JPU**) | 214 | 173 | 169 | (21%) | (2%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | | | | | |\n| ปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติ | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU) | 13,360 | 12,978 | 13,841 | 4% | 7% |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU) | 16,023 | 15,362 | 15,572 | (3%) | 1% |\n| ปริมา การใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU) | 29,382 | 28,340 | 29,413 | - | 4% |\n| ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติ | | | | | |\n| ราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ย (บาท/MMBTU) | 344 | 299 | 299 | (13%) | - |\n| ถ่านหนิ | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชถ้ ่านหินของ GLOW (Ton JPU) | 204,614 | 141,245 | 167,892 | (18%) | 19% |\n| ราคาเฉลี่ยถ่านหิน*(USD/Ton JPU) | 121 | 105 | 104 | (14%) | (1%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 19, "tags": [ "ก๊าซธรรมชาติ", "ปริมาณ", "ไตรมาส", "ถ่านหิน", "โรงไฟฟ้า", "เฉลี่ย", "ผู้ผลิต", "ลูกค้า", "ธรรมชาติ", "ขนาดเล็ก" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 13, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p019_c1", "page": 19, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p019_c1.png", "width": 555, "height": 256, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p019_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_fb0a1861e43c46409433889e19838b2b", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nปัจจัยหลักที่ส่งผลกรมทบต่อต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ (ต่อ) • ปริมา การใช้ถ่านหิน\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ปริมาณการใช้ถ่านหินประมาณ 167,892 TonJPU เพิ่มขึ้น เมื่อเทียบกับ ไตรมาสที่ 4 ปี 2568 เป็นไปตามความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ปริมาณการใช้ถ่านหินลดลง เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ GSPP3 กับ กฟผ.หมดอายุ • ราคาก๊าซธรรมชาติแลมถ่านหิน ที่มีการเปลี่ยนแปลง สาเหตุหลักมีดังนี้ราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ยของ SPP ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อยู่ที่ 299 บาทต่อล้านบีทียูทรงตัวเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และลดลง 45 บาทต่อล้านบีทียูหรือร้อยละ 13 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 สาเหตุเนื่องจากราคาน าเข้าก๊าซ LNG ปรับตัวลดลงในช่วงครึ่งหลังของปี 2568 หลังจากในช่วงครึ่งแรกของปี 2568 ราคา LNG อยู่ในระดับค่อนข้างสูงที่ประมาณ 12–15 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูจากปัจจัยความตึงเครียดด้านภูมิรัฐศาสตร์โดยเฉพาะสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางระหว่าง รัฐอิสราเอลและสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน รวมถึงการสิ้นสุดสัญญาการส่งผ่านก๊าซธรรมชาติของสหพันธรัฐรัสเซียไปยังยุโรปผ่าน ยูเครน ทั้งนี้เมื่อสถานการณ์เริ่มคลี่คลายลง ประกอบกับตลาดคาดการณ์ว่าอุปทาน LNG ใหม่จะทยอยเข้าสู่ตลาดในช่วงปี 2569 – 2570 ราคา LNG จึงปรับลดลงมาอยู่ในระดับประมาณ 10–11 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ประกอบกับความ ต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศที่ลดลงตามฤดูกาล\nราคาเฉลี่ยถ่านหิน IPP ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อยู่ที่อยู่ที่ 169ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUลดลง 4ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือร้อยละ 2เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4ปี 2568และลดลง 45ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือร้อยละ 21เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1ปี 2568 ราคาเฉลี่ยถ่านหิน SPP ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อยู่ที่อยู่ที่ 104ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUลดลง 1ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือ ร้อยละ 1เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4ปี 2568และลดลง 17ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือร้อยละ 14เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1ปี 2568 การลดลงของราคาเฉลี่ยถ่านหิน IPPและ SPPเป็นไปตามราคาถ่านหินในตลาดโลกซึ่งเผชิญแรงกดดันจากการเร่งด าเนินนโยบายการ เปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน (Energy Transition) ของหลายประเทศ ขณะเดียวกันจีนและอินเดียยังคงเพิ่มก าลังการผลิตถ่านหินภายในประเทศ เพื่อลดการพึ่งพาการน าเข้า ประกอบกับการขยายการใช้พลังงานหมุนเวียน ส่งผลให้ความต้องการใช้ถ่านหินในระยะกลางถึงยาวลดลง ซึ่ง เป็นปัจจัยกดดันราคาถ่านหินอย่างต่อเนื่องภายหลังวิกฤติพลังงานปี 2565–2566 อย่างไรก็ตาม ราคาเชื้อเพลิงถ่านหินที่ใช้กับโรงไฟฟ้า SPPบริษัทรับรู้เป็นต้นทุนการผลิตเป็นราคาถ่านหินซึ่งอ้างอิงดัชนีราคาถ่านหิน อินโดนีเซีย ICI2 และ ICI3 ที่โดยทั่วไปปรับตามทิศทางดัชนี NEWCบางส่วน ขณะที่โรงไฟฟ้า IPP อ้างอิงราคาเฉลี่ยของดัชนี BREE และ ACR ย้อนหลังประมาณ 1 ปีนอกจากนี้บริษัทบันทึกต้นทุนถ่านหินตามวิธีถัวเฉลี่ยถ่วงน้าหนัก (WeightedAverage) จึงส่งผลให้การ เปลี่ยนแปลงของต้นทุนถ่านหินที่รับรู้ในงบการเงินปรับตัวตามราคาตลาดอย่างค่อยเป็นค่อยไป และอาจแตกต่างจากราคาถ่านหินอ้างอิง ณ ช่วงเวลาปัจจุบันได้\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 20", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 20, "tags": [ "ถ่านหิน", "ไตรมาส", "ดอลลาร์สหรัฐ", "เฉลี่ย", "ร้อยละ", "ต้นทุน", "ก๊าซธรรมชาติ", "บีทียู", "โรงไฟฟ้า", "อ้างอิง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 24, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_252da59a4c734984826fe2b00acab25d", "content": "ต้นทุนของโรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\nต้นทุนของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nก๊าซธรรมชาติถ่านหิน\nอื่น ๆ\nรวมต้นทุนวัตถุดิบ\nค่าบ ารุงรักษา\nอื่น ๆ (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nรวมต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nก๊าซธรรมชาติถ่านหิน\nวัตถุดิบอื่น ๆ\nรวมต้นทุนวัตถุดิบ\nค่าบ ารุงรักษา\nอื่นๆ (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nรวมต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ\nก๊าซธรรมชาติและวัตถุดิบอื่น ๆ\nรวมต้นทุนวัตถุดิบ\nค่าบ ารุงรักษา\nอื่น ๆ (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nรวมต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ\nรวมต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการ(IPP + SPP + VSPP)\n\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n1,017\n1,019\n534\n(48%)\n(48%)\n2,443\n2,686\n122\n(95%)\n(95%)\n89\n85\n93\n4%\n9%\n3,549\n3,790\n749\n(79%)\n(80%)\n38\n67\n84\n121%\n25%\n185\n184\n162\n(12%)\n(12%)\n3,772\n4,040\n995\n(74%)\n(75%)\n10,097\n8,462\n8,796\n(13%)\n4%\n847\n480\n553\n(35%)\n15%\n458\n290\n396\n(14%)\n37%\n11,402\n9,233\n9,745\n(15%)\n6%\n280\n432\n245\n(13%)\n(43%)\n568\n709\n595\n5%\n(16%)\n12,250\n10,374\n10,585\n(14%)\n2%\n92\n94\n130\n41%\n38%\n92\n94\n130\n41%\n38%\n15\n31\n16\n7%\n(48%)\n36\n54\n40\n11%\n(26%)\n143\n179\n186\n30%\n4%\n16,165\n14,594\n11,766\n(27%)\n(19%)\nตารางที่ 7 : ต้นทุนแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\n\nต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IP P ) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 995 ล้านบาทลดลง 3,045\nล้านบาท หรือร้อยละ 75 สาเหตุหลักมาจาก 1) ต้นทุนค่าถ่านหินลดลง 2,564 ล้านบาท สาเหตุหลักจากปริมาณการใช้ถ่านหินที่ปรับตัวลดลงของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพ\nของโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.เต็มไตรมาส\n2) ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง 485 ล้านบาท จากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีที่ลดลงตามปริมาณการเรียกรับ\nไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ลดลง ขณะที่ 3) ค่าบ ารุงรักษาที่เพิ่มขึ้น สาเหตุหลักมาจากการซ่อมบ ารุงตามแผนงานของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน และ\nโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 10,585 ล้านบาทเพิ่มขึ้น\n211 ล้านบาท หรือร้อยละ 2 โดยมีสาเหตุหลักจาก ปริมาณการใช้เชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นตามการผลิตไฟฟ้าและไอน้า ซึ่งเป็นไปตามความ\nต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ในขณะที่ค่าบ ารุงรักษาและค่าใช้จ่ายพนักงานที่ปรับตัวลดลงตามช่วงเวลา\nต้นทุนขายสินค้าแลมบริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 186 ล้านบาท\nเพิ่มขึ้น 7 ล้านบาท หรือร้อยละ 4 สาเหตุหลักมาจากการปรับปรุงต้นทุนสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของบริษัท\nเกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) ให้สอดคล้องกับความส าเร็จของงานในแต่ละช่วงเวลา\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n21\n\n| ต้นทนุ ของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | 1,017 | 1,019 | 534 | (48%) | (48%) |\n| ถ่านหิน | 2,443 | 2,686 | 122 | (95%) | (95%) |\n| อื่น ๆ | 89 | 85 | 93 | 4% | 9% |\n| รวมต้นทนุ วัตถุดบิ | 3,549 | 3,790 | 749 | (79%) | (80%) |\n| ค่าบา รุงรกั ษา | 38 | 67 | 84 | 121% | 25% |\n| อื่น ๆ (ไมร่วมค่าเสื่อมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย) | 185 | 184 | 162 | (12%) | (12%) |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าแลมการใหบ้ ริการ | 3,772 | 4,040 | 995 | (74%) | (75%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ (SPP) | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | 10,097 | 8,462 | 8,796 | (13%) | 4% |\n| ถ่านหิน | 847 | 480 | 553 | (35%) | 15% |\n| วตั ถดุ ิบอื่น ๆ | 458 | 290 | 396 | (14%) | 37% |\n| รวมต้นทนุ วัตถุดบิ | 11,402 | 9,233 | 9,745 | (15%) | 6% |\n| ค่าบา รุงรกั ษา | 280 | 432 | 245 | (13%) | (43%) |\n| อื่นๆ (ไมร่วมค่าเสื่อมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย) | 568 | 709 | 595 | 5% | (16%) |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าแลมการใหบ้ ริการ | 12,250 | 10,374 | 10,585 | (14%) | 2% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ มาก (VSPP) แลมอื่นๆ | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาตแิ ละวตั ถดุ ิบอื่น ๆ | 92 | 94 | 130 | 41% | 38% |\n| รวมต้นทนุ วัตถุดบิ | 92 | 94 | 130 | 41% | 38% |\n| ค่าบา รุงรกั ษา | 15 | 31 | 16 | 7% | (48%) |\n| อื่น ๆ (ไมร่วมค่าเสื่อมราคาและค่าตดั จา หนา่ ย) | 36 | 54 | 40 | 11% | (26%) |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าแลมการใหบ้ ริการ | 143 | 179 | 186 | 30% | 4% |\n| รวมตน้ ทุนขายสินค้าแลมการใหบ้ ริการ (IPP + SPP + VSPP) | 16,165 | 14,594 | 11,766 | (27%) | (19%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 21, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ต้นทุน", "สินค้า", "ไตรมาส", "ก๊าซธรรมชาติ", "ถ่านหิน", "เสื่อม", "ให้บริการ", "ผู้ผลิต", "วัตถุดิบ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 13, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p021_c1", "page": 21, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p021_c1.png", "width": 557, "height": 249, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p021_c1.png" }, { "id": "p021_c2", "page": 21, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p021_c2.png", "width": 1063, "height": 694, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p021_c2.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_31d2aa32eb9c4d97aa3b59947671360d", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nต้นทุนของโรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า (ต่อ)\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IP P ) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 995 ล้านบาทลดลง 2,777\nล้านบาท หรือร้อยละ 74 จากสาเหตุหลักเนื่องจาก 1) ต้นทุนค่าถ่านหินลดลง 2,321 ล้านบาท สาเหตุหลักจากปริมาณการใช้ถ่านหิน\nของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพ\nโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 มีการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.จ านวน 62 วัน และ 2)\nต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง 483 ล้านบาท สาเหตุหลักมจากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าศรีราชาที่ลดลง เนื่องจากสิ้นสุด\nสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับทาง กฟผ. ในเดือนสิงหาคมปี 2568\nต้นทุนขายสินค้าแลมการให้บริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 10,585 ล้านบาทลดลง\n1,665 ล้านบาท หรือร้อยละ 14 จากสาเหตุหลักเนื่องจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ปรับตัวลดลง สอดคล้องกับทิศทางราคาก๊าซธรรมชาติและ\nถ่านหินในตลาดโลกที่ลดลง ประกอบกับปริมาณการใช้ถ่านหินลดลง สาเหตุหลักเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ GSPP3 กับ\nกฟผ.หมดอายุต้นทุนขายสินค้าแลมบริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 186 ล้านบาท\nเพิ่มขึ้น 43 ล้านบาท หรือร้อยละ 30 จากสาเหตุหลักมาจากการปรับปรุงต้นทุนสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของ\nบริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) ให้สอดคล้องกับความส าเร็จของงานในแต่ละช่วงเวลา\nก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\nผลปรมกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nก าไรขั้นต้น\nอัตราก าไรขั้นต้น\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nก าไรขั้นต้น\nอัตราก าไรขั้นต้น\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ\nก าไรขั้นต้น\nอัตราก าไรขั้นต้น\n\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n1,160\n1,105\n419\n(64%)\n(62%)\n24%\n21%\n30%\n6%\n9%\n3,851\n3,566\n4,216\n9%\n18%\n24%\n26%\n28%\n4%\n2%\n238\n201\n239\n-\n19%\n62%\n53%\n56%\n(6%)\n3%\nตารางที่ 8 : ก าไรขั้นต้นแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า\n\n• ก าไรขั้นต้นของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP ) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 419 ล้านบาท ลดลง 686 ล้านบาท หรือร้อยละ 62\nสาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรผันแปร (Contribution Margin) ลดลง จาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง\nเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้ารวมระยะเวลา\n88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy margin)\nเพิ่มขึ้น เนื่องจากขาดทุนจากราคาถ่านหินลดลง ตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จ านวน 4 วัน, ไตร\nมาสที่ 4 ปี 2568 จ านวน 92 วัน) โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี2569 มีการ\nหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18 วัน และค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างลดลงตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ\nรายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n22\n\n| ผลปรมกอบการ (หน่วย : ล้านบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | |\n| กา ไรขนั้ ตน้ | 1,160 | 1,105 | 419 | (64%) | (62%) |\n| อตั รากา ไรขนั้ ตน้ | 24% | 21% | 30% | 6% | 9% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | |\n| กา ไรขนั้ ตน้ | 3,851 | 3,566 | 4,216 | 9% | 18% |\n| อตั รากา ไรขนั้ ตน้ | 24% | 26% | 28% | 4% | 2% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ | | | | | |\n| กา ไรขนั้ ตน้ | 238 | 201 | 239 | - | 19% |\n| อตั รากา ไรขนั้ ตน้ | 62% | 53% | 56% | (6%) | 3% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 22, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ไตรมาส", "ขั้นต้น", "ต้นทุน", "ผู้ผลิต", "สาเหตุ", "ขนาดเล็ก", "ถ่านหิน", "มูลค่า", "ร้อยละ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 19, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p022_c1", "page": 22, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p022_c1.png", "width": 1058, "height": 714, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p022_c1.png" }, { "id": "p022_c2", "page": 22, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p022_c2.png", "width": 552, "height": 241, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p022_c2.png" }, { "id": "p022_c3", "page": 22, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p022_c3.png", "width": 1053, "height": 512, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p022_c3.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_b30bb46b652b4d0fac4014a0ade14dc8", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าแยกตามปรมเภทโรงไฟฟ้า (ต่อ)\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 4,216 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 650 ล้านบาท หรือร้อยละ 18 สาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรผันแปร (Contribution Margin) เพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนจากปริมาณการขายไฟฟ้า และไอน้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามฤดูกาลและแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ประกอบกับส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง ที่ปรับตัวดีขึ้นจากการบริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ รวมถึงมีการรับรู้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตาม เงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ขณะที่ค่าใช้จ่ายคงที่ปรับตัวลดลง สาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายการด าเนินงานซึ่งปรับตัวลดลงตามช่วงเวลา งวด 12 เดือน ปี 2567 เทียบงวด 12 เดือน ปี 2566\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 239 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 38 ล้าน บาท หรือร้อยละ 19 สาเหตุหลักมาจากก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ภายใต้ GRP ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามฤดูกาล ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\n• ก าไรขั้นต้นของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 419 ล้านบาท ลดลง 741 ล้านบาท หรือร้อยละ 64 สาเหตุหลัก เนื่องจาก ก าไรผันแปร (Contribution Margin) ลดลง สาเหตุหลักเนื่องจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความ พร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy margin) ปรับตัวดีขึ้น โดยมีสาเหตุหลักจากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลง ตามจ านวนวัน ด าเนินการผลิตที่ลดลง(ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จ านวน 4 วัน, ไตรมาสที่ 1 ปี 2568 จ านวน 62 วัน) โรงไฟฟ้าศรีราชา ค่าความ พร้อมจ่ายปรับตัวลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่อง จากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18 วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับ ไฟฟ้าของ กฟผ.\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 4,216 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 365ล้านบาท หรือร้อยละ 9 สาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรผันแปร (Contribution Margin) เพิ่มขึ้น สาเหตุหลักจาก ก าไรส่วนเพิ่มเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัย สนับสนุนจาก 1) ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างที่เพิ่มขึ้นจากการปรับลดลงของราคาเชื้อเพลิง ซึ่งช่วยชดเชยผลกระทบจากการปรับลดค่า ไฟฟ้าผันแปร (Ft) 2) ปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า รวมถึงมีการรับรู้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ขณะที่ 3) ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กับกฟผ.ของโรงไฟฟ้า GSPP3 หมดอายุในเดือนสิงหาคม 2567 และ เดือนมีนาคม 2568 และ GSPP11 Phase1 หมดอายุใน เดือนตุลาคม 2568\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 239 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 1 ล้านบาท สาเหตุหลักจากก าไรขั้นต้นของ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ภายใต้ GRP ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากค่าความเข้มแสงที่ดีขึ้น\n23\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 23, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "สาเหตุ", "ขั้นต้น", "ปริมาณ", "ปรับตัว", "ลูกค้า", "มูลค่า", "เชื้อเพลิง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 27, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p023_c1", "page": 23, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p023_c1.png", "width": 1054, "height": 588, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p023_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_dc157fd1b6544e278368f1a58822d280", "content": "ค่าใช้จ่ายอื่นๆ\nค่าใช้จ่ายในการขายแลมบริหาร แลมอื่นๆ\n(หน่วย : ล้านบาท)\nค่าใช้จ่ายในการขายและการบริหาร\nค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย\nต้นทุนทางการเงิน\nค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ขาดทุน (ก าไร) จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิรวมค่าใช้จ่ายอื่นๆ\nเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายอื่นๆ\nQ1/68\n\nตารางที่ 9 : ค่าใช้จ่ายอื่นๆ\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n519\n749\n489\n(6%)\n(35%)\n2,324\n2,362\n2,290\n(1%)\n(3%)\n1,380\n1,207\n1,137\n(18%)\n(6%)\n67\n206\n73\n9%\n(65%)\n57\n291\n(226)\n496%\n178%\n4,347\n4,815\n3,763\n(13%)\n(22%)\n\nค่าใช้จ่ายอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีจ านวน 3,763 ล้านบาท ลดลง 1,052 ล้านบาท หรือร้อยลม 22 สาเหตุหลัก\nเพราะ ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิมีจ านวน 226 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 517 ล้านบาท (ไตรมาสที่ 4 ปี 2568 : ขาดทุนจาก\nอัตราแลกเปลี่ยน 291 ล้านบาท) สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่า\nเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD\nเนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่า ค่าใช้จ่ายในการขายแลมบริหาร ลดลง 260 ล้านบาทหรือร้อยละ 35 สาเหตุหลักมาจากค่าใช้จ่าย\nในการบริหารงานปรับตัวลดลงตามช่วงเวลา ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ลดลง 133ล้านบาทหรือร้อยละ 65สาเหตุหลักเนื่องจากในไตร\nมาสที่ 1 ปี 2569 มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกรายการสัญญาซื้อขายล่วงหน้า และ\nการกลับรายการส ารองหนี้สิน ต้นทุนทางการเงิน ลดลง 70ล้านบาทหรือร้อยละ 6จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ย\nเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nค่าใช้จ่ายอื่นๆ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 3,763 ล้านบาท ลดลง 584 ล้านบาท หรือร้อยลม 13 สาเหตุหลัก\nเนื่องจาก ก าไร จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิมีจ านวน 226 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 283 ล้านบาท (ไตรมาสที่ 1 ปี 2568:ขาดทุนจาก\nอัตราแลกเปลี่ยน 57 ล้านบาท) สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่า\nเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD เนื่องจาก\nค่าเงินบาทอ่อนค่า ต้นทุนทางการเงิน ลดลง243 ล้านบาทหรือร้อยละ 18 จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วนและอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง ค่าใช้จ่ายในการขายแลมบริหาร ลดลง30ล้านบาท หรือร้อยละ 6สาเหตุหลักเนื่องจากค่าใช้จ่ายด าเนินงานอื่นที่ปรับตัวลดลง\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n24\n\n| ค่าใช้จ่ายในการขายแลมบริหาร แลมอนื่ ๆ (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| คา่ ใชจ้ ่ายในการขายและการบรหิ าร | 519 | 749 | 489 | (6%) | (35%) |\n| คา่ เส่อื มราคาและคา่ ตดั จา หน่าย | 2,324 | 2,362 | 2,290 | (1%) | (3%) |\n| ตน้ ทนุ ทางการเงิน | 1,380 | 1,207 | 1,137 | (18%) | (6%) |\n| คา่ ใชจ้ ่ายภาษีเงินได้ | 67 | 206 | 73 | 9% | (65%) |\n| ขาดทนุ (กา ไร) จากอตั ราแลกเปล่ียนสทุ ธิ | 57 | 291 | (226) | 496% | 178% |\n| รวมค่าใช้จ่ายอนื่ ๆ | 4,347 | 4,815 | 3,763 | (13%) | (22%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 24, "tags": [ "ค่าใช้จ่าย", "ไตรมาส", "อัตราแลกเปลี่ยน", "สาเหตุ", "บริหาร", "ร้อยละ", "ทางการเงิน", "ภาษีเงินได้", "เงินกู้", "ปรับตัว" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 15, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p024_c1", "page": 24, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p024_c1.png", "width": 509, "height": 255, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p024_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_8d62f75d913340a0ac07220d1ed4f0e9", "content": "ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\nผลปรมกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก 1 จ ากัด (NL1PC)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\nCI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\nบริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\nรวมส่วนแบ่งก าไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nสัดส่วน\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nการถือหุ้น\nYoY\nQoQ\nN/A\n(1%)\n(10)\n381\n25%\n377\n(100%)\n(104%)\n-\n515\n24%\n(23)\n(108%)\n(118%)\n25\n11\n25%\n(2)\n60%\n14%\n10\n14\n30%\n16\nN/A\n(30%)\n(2)\n37\n40%\n26\n(100%)\n(100%)\n20\n-\n40%\n-\n100%\n100%\n(3)\n-\n33%\n-\n(92%)\n233%\n208\n(12)\n40%\n16\n(33%)\n87%\n(12)\n(124)\n49%\n(16)\n98%\n(101%)\n(157)\n318\n25%\n(3)\n-\n1\n25%\nN/A\n(70%)\n0.3\n80\n1,140\n391\n388%\n(66%)\nตารางที่ 10 : ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\nบริษัทฯ ได้รับ ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้าในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 391 ล้านบาท ขณะที่ส่วนแบ่งก าไรจากเงิน\nลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้าในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีมูลค่า 1,140 ล้านบาท และ ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้าไตรมาสที่ 1\nปี 2568 มีมูลค่า 80 ล้านบาท\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ลดลง 749 ล้านบาท หรือร้อยละ 66 สาเหตุหลักมาจาก\n• RPCL ผลประกอบการลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการรับรู้ก าไรทางบัญชีจากการเข้าซื้อหุ้นเพิ่มเติมในสัดส่วนร้อยละ 9.375 ใน RPCL จ านวน\n515 ล้านบาท เพื่อ สะท้อนราคายุติธรรม ในขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว ประกอบกับโรงไฟฟ้า RPCL มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนเป็นระยะเวลา 40 วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายในช่วงระยะเวลาดังกล่าว\n• CFXD ผลประกอบการปรับตัวลดลงตามปัจจัยฤดูกาล ประกอบกับบริษัทฯ มีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิต\nไฟฟ้า (Wind Turbine Generator: WTG) ลดลง เนื่องจากในปี 2568 มีการรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นราย\nเดือน ขณะที่ผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงการปรับมูลค่าเงินกู้สกุลดอลล่าร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ลดลงเนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่อ่อน\nค่าลดลง\n• NUOVO ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงาน เพื่อให้สอดคล้องกับกลยุทธ์การ\nลงทุนในธุรกิจแบตเตอรี่ของบริษัท ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ไม่มีรายการดังกล่าว\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nเมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 เพิ่มขึ้น 311 ล้านบาท หรือร้อยละ 388 สาเหตุหลักมาจาก\n• XPCL ผลประกอบการดีขึ้นเนื่องจากปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น สอดคล้องกับปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้นจากอิทธิพลของปรากฏการณ์ลานีญาซึ่งต่อเนื่องมาจากปี 2568\nประกอบกับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้ก าไรจากรายการพิเศษจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง (EffectiveInterest Rate:EIR)ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงิน รวมถึงการปรับขยายระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม\n• CFXD ผลประกอบการดีขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิต\nไฟฟ้า (Wind Turbine Generator: WTG) ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาส\nที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน\n• AEPL ผลประกอบการลดลงจากความความเข้มแสงที่ลดลงเมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน เนื่องจากบางโครงการยังด าเนินการเชิงพาณิชย์แค่บางส่วนซึ่งไม่เต็มไตรมาส ส าหรับค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนการผลิต และค่าเสื่อมราคาเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ในขณะที่ต้นทุนทางการเงินเพิ่มขึ้นตามการกู้ยืมเงิน\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n25\n\n| ผลปรมกอบการ (หน่วย : ลา้ นบาท) | สัดส่วน การถือหนุ้ | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | YoY | QoQ |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | | |\n| บริษัท ไซยะบรุี พาวเวอร ์จา กดั (XPCL) | 25% | (10) | 381 | 377 | N/A | (1%) |\n| บริษัท ราชบรุี พาวเวอร ์จา กดั (RPCL) | 24% | - | 515 | (23) | (100%) | (104%) |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) | | | | | | |\n| บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรช่นั จา กดั (BIC) | 25% | 25 | 11 | (2) | (108%) | (118%) |\n| บริษัท ผลิตไฟฟา้ นวนคร จา กดั (NNEG) | 30% | 10 | 14 | 16 | 60% | 14% |\n| บริษัท ไฟฟา้ นา ้ ลิก 1 จา กดั (NL1PC) | 40% | (2) | 37 | 26 | N/A | (30%) |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) | | | | | | |\n| บริษัท ไทยโซลา่ ร ์รีนิวเอเบิล จา กดั (TSR) | 40% | 20 | - | - | (100%) | (100%) |\n| บริษัท อีสเทิรน์ ซีบอรด์ คลีน เอ็นเนอรย์ ี่ จา กดั (ESCE) | 33% | (3) | - | - | 100% | 100% |\n| บริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL) | 40% | 208 | (12) | 16 | (92%) | 233% |\n| บริษัท นอู อโว พลสั จา กดั (NUOVO PLUS) | 49% | (12) | (124) | (16) | (33%) | 87% |\n| CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD) | 25% | (157) | 318 | (3) | 98% | (101%) |\n| บริษัท เคปเปล ดีคารบ์ จา กดั (KD) | 25% | - | 1 | 0.3 | N/A | (70%) |\n| รวมส่วนแบ่งกา ไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า | | 80 | 1,140 | 391 | 388% | (66%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 25, "tags": [ "บริษัท", "ไตรมาส", "การรับรู้", "ส่วนแบ่ง", "เงินลงทุน", "ผู้ผลิต", "Limited", "(100%)", "มูลค่า", "เงินชดเชย" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 17, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p025_c1", "page": 25, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p025_c1.png", "width": 1080, "height": 501, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p025_c1.png" }, { "id": "p025_c2", "page": 25, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p025_c2.png", "width": 1080, "height": 498, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p025_c2.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_c4d92be8f9d245eb92f58e9c90940b78", "content": "ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า (ต่อ)\nผลปรมกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก 1 จ ากัด (NL1PC)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\nCI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\nบริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\nรวมส่วนแบ่งก าไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\n\nบริษัท ไซยมบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน XPCL ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า377\nล้านบาท ลดลง 4 ล้านบาท เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก\nบริษัทมีการรับรู้ก าไรจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง จ านวน 204 ล้านบาท\nซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงิน และการปรับขยาย\nระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม หากไม่รวมรายการพิเศษดังกล่าว ส่วนแบ่งก าไรจาก\nXPCLในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ลดลงจากไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ตามปริมาณการผลิต\nไฟฟ้าที่ลดลงจากระดับน้าตามปัจจัยฤดูกาล อย่างไรก็ตาม เมื่อเปรียบ\nเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ส่วนแบ่งก าไรปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปริมาณการผลิตไฟฟ้า\nที่สูงขึ้น สอดคล้องกับปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้นจากอิทธิพลของปรากฏการณ์ลานีญาซึ่งต่อ\nเนื่องมาจากปี 2568\nบริษัท บางปมอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน BIC ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 2 ล้าน\nบาท ลดลง 13 ล้านบาทหรือร้อยละ 108 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 และ\nลดลง 27 ล้านบาทหรือร้อยละ 118 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 เนื่องจากใน\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงนอกแผนงานของโรงไฟฟ้า BIC 1 และ\nBIC 2\n\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก1 จ ากัด (NL1PC)\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน NL1PC ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 26\nล้านบาท ลดลง 11 ล้านบาทหรือร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จาก\nการปรับปรุงวิธีการบันทึกบัญชีให้สอดคล้องกับสัญญาซื้อขายไฟกับEDL ที่ปรับปรุง\nใหม่ในขณะที่เพิ่มขึ้น 28 ล้านบาท เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 เนื่องจากมีรายการปรับปรุงทางบัญชีโดยมีการตั้งค่าเผื่อลูกหนี้สงสัยจะสูญในไตรมาสที่ 1 ปี\n2568 และรายได้ที่เพิ่มขึ้นจากการปรับปรุงวิธีการบันทึกบัญชีให้สอดคล้องกับ\nสัญญาซื้อขายไฟกับ EDL ที่ปรับปรุงใหม่\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nสัดส่วน\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nการถือหุ้น\nYoY\nQoQ\nN/A\n(1%)\n(10)\n381\n25%\n377\n(100%)\n(104%)\n-\n515\n24%\n(23)\n(108%)\n(118%)\n25\n11\n25%\n(2)\n60%\n14%\n10\n14\n30%\n16\nN/A\n(30%)\n(2)\n37\n40%\n26\n(100%)\n(100%)\n20\n-\n40%\n-\n100%\n100%\n(3)\n-\n33%\n-\n(92%)\n233%\n208\n(12)\n40%\n16\n(33%)\n87%\n(12)\n(124)\n49%\n(16)\n98%\n(101%)\n(157)\n318\n25%\n(3)\n-\n1\n25%\nN/A\n(70%)\n0.3\n80\n1,140\n391\n388%\n(66%)\nตารางที่ 10 : ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน RPCL ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 23\nล้านบาท ลดลง 538 ล้านบาทหรือร้อยละ 104 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี2568\nเนื่องจากในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการรับรู้ก าไรทางบัญชีจากการเข้าซื้อหุ้นเพิ่มเติม\nในสัดส่วนร้อยละ 9.375 ใน RPCL จ านวน 515 ล้านบาท เพื่อ สะท้อนราคายุติธรรม\nในขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว ประกอบกับโรงไฟฟ้า\nมีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนเป็นระยะเวลา 40 วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่า\nความพร้อมจ่ายในช่วงระยะเวลาดังกล่าว ขณะที่ไม่มีการรับรู้ส่วนแบ่งก าไรในไตร\nมาสที่ 1 ปี 2568 เนื่องจาก RPCL ได้เปลี่ยนสถานะจากเงินลงทุนในตราสารทุน\n(บันทึกเป็นส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุน) เป็นบริษัทร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน\nธันวาคม 2568\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน NNEG ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 16\nล้านบาท เพิ่มขึ้น 2 ล้านบาทหรือร้อยละ 14 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จาก\nความต้องการของลูกค้าอุตสาหกรรมที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น และค่าใช้จ่ายซ่อมบ ารุงตาม\nแผนที่ลดลง เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 เพิ่มขึ้น 6 ล้านบาทหรือร้อยละ\n60 เนื่องจากมีรายการปรับปรุงทางบัญชีโดยมีการตั้งค่าเผื่อลูกหนี้สงสัยจะสูญใน\nไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\nไม่มีการรับรู้ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน TSR ในไตรมาสที่ 1 ปี2569 สาเหตุหลัก เนื่องจากหยุดรับรู้ส่วนแบ่งก าไรของ TSR ตั้งแต่เดือน มิถุนายน 2568 หลังจาก\nได้ลงนามในสัญญาซื้อขายหุ้น (SPA) ของ TSR กับบริษัทคู่ค้าเรียบร้อยแล้ว\n\n26\n\n| ผลปรมกอบการ (หน่วย : ลา้ นบาท) | สัดส่วน การถือหนุ้ | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | YoY | QoQ |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | | |\n| บริษัท ไซยะบรุี พาวเวอร ์จา กดั (XPCL) | 25% | (10) | 381 | 377 | N/A | (1%) |\n| บริษัท ราชบรุี พาวเวอร ์จา กดั (RPCL) | 24% | - | 515 | (23) | (100%) | (104%) |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) | | | | | | |\n| บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรช่นั จา กดั (BIC) | 25% | 25 | 11 | (2) | (108%) | (118%) |\n| บริษัท ผลิตไฟฟา้ นวนคร จา กดั (NNEG) | 30% | 10 | 14 | 16 | 60% | 14% |\n| บริษัท ไฟฟา้ นา ้ ลิก 1 จา กดั (NL1PC) | 40% | (2) | 37 | 26 | N/A | (30%) |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) | | | | | | |\n| บริษัท ไทยโซลา่ ร ์รีนิวเอเบิล จา กดั (TSR) | 40% | 20 | - | - | (100%) | (100%) |\n| บริษัท อีสเทิรน์ ซีบอรด์ คลีน เอ็นเนอรย์ ี่ จา กดั (ESCE) | 33% | (3) | - | - | 100% | 100% |\n| บริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL) | 40% | 208 | (12) | 16 | (92%) | 233% |\n| บริษัท นอู อโว พลสั จา กดั (NUOVO PLUS) | 49% | (12) | (124) | (16) | (33%) | 87% |\n| CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD) | 25% | (157) | 318 | (3) | 98% | (101%) |\n| บริษัท เคปเปล ดีคารบ์ จา กดั (KD) | 25% | - | 1 | 0.3 | N/A | (70%) |\n| รวมส่วนแบ่งกา ไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า | | 80 | 1,140 | 391 | 388% | (66%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 26, "tags": [ "บริษัท", "ไตรมาส", "ส่วนแบ่ง", "เงินลงทุน", "เพิ่มขึ้น", "ร้อยละ", "ผู้ผลิต", "Limited", "มูลค่า", "(100%)" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_5aa4628ec04c4ceb8dc8f0de212945c7", "content": "ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า (ต่อ)\nผลปรมกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก 1 จ ากัด (NL1PC)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\nCI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\nบริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\nรวมส่วนแบ่งก าไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\n\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\nไม่มีการรับรู้ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน ESCE ในไตรมาสที่ 1 ปี2569\nสาเหตุหลัก เนื่องจากหยุดรับรู้ส่วนแบ่งก าไรของ ESCE ตั้งแต่เดือน กรกฎาคม 2568\nหลังจากได้ลงนามในสัญญาซื้อขายหุ้น (SPA) ของ ESCE กับบริษัทคู่ค้าเรียบร้อย\nแล้ว\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน AEPL ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 16 ล้าน\nบาท เพิ่มขึ้น 28 ล้านบาท หรือร้อยละ 233 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4\nปี 2568 ผลประกอบการเพิ่มขึ้นตามความเข้มแสงที่เพิ่มขึ้นตามฤดูกาล ประกอบ\nกับโครงการมีการด าเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตามค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุน\nการผลิต และค่าเสื่อมราคาเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการ\nเชิงพาณิชย์ในขณะที่ลดลง 192 ล้านบาท หรือร้อยละ 92 เมื่อเทียบไตรมาสที่ 1\nปี 2568 จากความความเข้มแสงที่ลดลงเมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน\nเนื่องจากบางโครงการยังด าเนินการเชิงพาณิชย์แค่บางส่วน ส าหรับค่าใช้จ่ายทั้ง\nต้นทุนการผลิต และค่าเสื่อมราคาเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับจ านวนโครงการที่เปิด\nด าเนินการเชิงพาณิชย์ในขณะที่ต้นทุนทางการเงินเพิ่มขึ้นตามการกู้ยืมเงิน\nบริษัท บริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน KD ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า0.30\nล้านบาท เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ไม่ได้เปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยส าคัญ\nโดยรายได้หลักจะมาจากการจัดจ าหน่ายน้าเย็นให้กับลูกค้า\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nสัดส่วน\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nการถือหุ้น\nYoY\nQoQ\nN/A\n(1%)\n(10)\n381\n25%\n377\n(100%)\n(104%)\n-\n515\n24%\n(23)\n(108%)\n(118%)\n25\n11\n25%\n(2)\n60%\n14%\n10\n14\n30%\n16\nN/A\n(30%)\n(2)\n37\n40%\n26\n(100%)\n(100%)\n20\n-\n40%\n-\n100%\n100%\n(3)\n-\n33%\n-\n(92%)\n233%\n208\n(12)\n40%\n16\n(33%)\n87%\n(12)\n(124)\n49%\n(16)\n98%\n(101%)\n(157)\n318\n25%\n(3)\n-\n1\n25%\nN/A\n(70%)\n0.3\n80\n1,140\n391\n388%\n(66%)\nตารางที่ 10 : ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน NUOVO PLUS ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 16 ล้านบาท ขาดทุนลดลง 108 ล้านบาท หรือร้อยละ 87 เมื่อเทียบกับไตร\nมาสที่ 4 ปี 2568 โดยมีสาเหตุหลักจากการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วน\nตามแผนงาน เพื่อให้สอดคล้องกับกลยุทธ์การลงทุนในธุรกิจแบตเตอรี่ในไตรมาสที่\n4 ปี 2568 ในขณะที่เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ไม่ได้เปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยส าคัญ\n\nบริษัท CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\nของบริษัท\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน CFXD ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 3\nล้านบาท ลดลง 321 ล้านบาทหรือร้อยละ 101 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี2568\nสาเหตุหลักมาจากปัจจัยฤดูกาล ประกอบกับบริษัทฯ มีการรับรู้เงินชดเชยตาม\nเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind\nTurbine Generator: WTG) ลดลง เนื่องจากในปี 2568 มีการรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน\nขณะที่ผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการปรับมูลค่าเงินกู้สกุลดอลล่าร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ลดลงเนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่อ่อนค่าลดลง เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 เพิ่มขึ้น 154 ล้านบาทหรือ\nร้อยละ 98 เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตาม\nเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind\nTurbine Generator: WTG) ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการ\nดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน\n\n27\n\n| ผลปรมกอบการ (หน่วย : ลา้ นบาท) | สัดส่วน การถือหนุ้ | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | YoY | QoQ |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | | |\n| บริษัท ไซยะบรุี พาวเวอร ์จา กดั (XPCL) | 25% | (10) | 381 | 377 | N/A | (1%) |\n| บริษัท ราชบรุี พาวเวอร ์จา กดั (RPCL) | 24% | - | 515 | (23) | (100%) | (104%) |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) | | | | | | |\n| บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรช่นั จา กดั (BIC) | 25% | 25 | 11 | (2) | (108%) | (118%) |\n| บริษัท ผลิตไฟฟา้ นวนคร จา กดั (NNEG) | 30% | 10 | 14 | 16 | 60% | 14% |\n| บริษัท ไฟฟา้ นา ้ ลิก 1 จา กดั (NL1PC) | 40% | (2) | 37 | 26 | N/A | (30%) |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) | | | | | | |\n| บริษัท ไทยโซลา่ ร ์รีนิวเอเบิล จา กดั (TSR) | 40% | 20 | - | - | (100%) | (100%) |\n| บริษัท อีสเทิรน์ ซีบอรด์ คลีน เอ็นเนอรย์ ี่ จา กดั (ESCE) | 33% | (3) | - | - | 100% | 100% |\n| บริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL) | 40% | 208 | (12) | 16 | (92%) | 233% |\n| บริษัท นอู อโว พลสั จา กดั (NUOVO PLUS) | 49% | (12) | (124) | (16) | (33%) | 87% |\n| CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD) | 25% | (157) | 318 | (3) | 98% | (101%) |\n| บริษัท เคปเปล ดีคารบ์ จา กดั (KD) | 25% | - | 1 | 0.3 | N/A | (70%) |\n| รวมส่วนแบ่งกา ไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า | | 80 | 1,140 | 391 | 388% | (66%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 27, "tags": [ "บริษัท", "ไตรมาส", "ส่วนแบ่ง", "เงินลงทุน", "Limited", "เพิ่มขึ้น", "การรับรู้", "ผู้ผลิต", "ขาดทุน", "มูลค่า" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_1e69e7036aa345bdb93ea39f7b861c79", "content": "ก าไรสุทธ\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ แลมบริษัทย่อย\n(หน่วย : ล้านบาท)\nก าไรสุทธิส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ตารางที่ 11 : ก าไรสุทธิไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 4 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nQoQ\nYoY\n20%\n(8%)\n1,325\n1,718\n1,586\n(185)\n(220)\n134\n(172%)\n(161%)\n51%\n15%\n1,140\n1,498\n1,719\n\nผลปรมกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,719 ล้านบาท เพิ่มขึ้น221 ล้านบาท หรือร้อยลม 15\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 4 ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก\n• ก าไรขั้นต้น จ านวน 4,874ล้านบาท เพิ่มขึ้น 3ล้านบาท เนื่องจาก โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรส่วนเพิ่มปรับตัวดีขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนจาก\nปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามฤดูกาลและแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ประกอบกับส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงที่ปรับตัวดีขึ้น แลมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีปรมสิทธิภาพ รวมถึง มีการรับรู้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไขในสัญญา\nซื้อขายไฟฟ้าแลมไอน้า กรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตาม ประกอบกับ ค่าใช้จ่ายคงที่ลดลงสาเหตุหลักจากค่า\nซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา ถึงแม้ว่าในภาพรวมของ ก าไรส่วนเพิ่ม (Contribution Margin) ลดลง สาเหตุหลักมาจาก\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสรม (IPP) จาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงาน\nควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่า\nเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy Margin) ปรับตัวดีขึ้น โดยมีสาเหตุหลักจากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลง ตามจ านวนวันด าเนินการ\nผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1ปี 2569จ านวน 4 วัน ไตรมาสที่ 4 ปี 2568 จ านวน 92 วัน) โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตร\nมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18วัน และค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างลดลงตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.ในขณะที่โรงไฟฟ้าห้วย\nเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\n• ค่าใช้จ่ายในการขายแลมบริหาร จ านวน 489ล้านบาท ลดลง 260ล้านบาทหรือร้อยละ 35สาเหตุหลักมาจากค่าใช้จ่ายในการบริหารงานปรับตัวลดลง\nตามช่วงเวลา\n• ค่าเสื่อมราคาแลมค่าตัดจ าหน่าย จ านวน 2,290ล้านบาท ลดลง 72ล้านบาทหรือร้อยละ 3ตามการตัดค่าเสื่อมราคาที่สอดคล้องกับอายุโรงไฟฟ้าและ\nสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าที่ครบอายุแล้ว\n• ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 1,137 ล้านบาท ลดลง 70ล้านบาทหรือร้อยละ 6จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง\n• รายได้แลมค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 41ล้านบาท ลดลง 318ล้านบาทหรือร้อยละ 89สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 4ปี 2568มีการบันทึกกลับ\nรายการประมาณการหนี้สินเป็นรายได้เนื่องจากสิ้นสุดข้อพิพาทกับ กฟผ. จ านวน 222ล้านบาท\n• เงินปันผลรับแลมส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า จ านวน 391ล้านบาท ลดลง 842ล้านบาท หรือร้อยละ 68 เงินปันผล\nรับ ลดลง 93ล้านบาทหรือร้อยละ 100สาเหตุหลักมาจากเงินปันผลรับของ RPCLลดลง เนื่องจากบริษัทฯ ได้เปลี่ยนสถานะของ RPCLจากเงินลงทุนใน\nตราสารทุนเป็นบริษัทร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่มีการบันทึกรับเงินปันผลตั้งแต่เดือน ธันวาคม2568เป็นต้นไป\nRPCL ผลประกอบการลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการรับรู้ก าไรทางบัญชีจากการเข้าซื้อหุ้นเพิ่มเติมในสัดส่วนร้อยละ 9.375 ใน RPCL\nจ านวน 515 ล้านบาท เพื่อสะท้อนราคายุติธรรม ในขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว ประกอบกับโรงไฟฟ้า RPCL มีการหยุด\nซ่อมบ ารุงตามแผนเป็นระยะเวลา 40วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายในช่วงระยะเวลาดังกล่าว CFXD ผลประกอบการลดลงตามปัจจัย\nฤดูกาล ประกอบกับบริษัทฯ มีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind Turbine Generator:\nWTG) ลดลง เนื่องจากในปี 2568 มีการรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน ขณะที่ผล\nขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงการปรับมูลค่าเงินกู้สกุลดอลล่าร์สหรัฐที่โครงการ CFXDลดลงเนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่อ่อนค่า\nลดลง ขณะที่ NUOVO ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 มีการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงาน เพื่อให้สอดคล้องกับกลยุทธ์การลงทุนใน\nธุรกิจแบตเตอรี่ของบริษัท ขณะที่ในไตรมาสที่ 1ปี 2569 ไม่มีรายการดังกล่าว\n• ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 73ล้านบาท ลดลง 133ล้านบาทหรือร้อยละ 65สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการปรับปรุงรายการ\nสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกรายการสัญญาซื้อขายล่วงหน้า และการกลับรายการส ารองหนี้สิน\n• ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 226ล้านบาท ขณะที่ไตรมาสที่ 4ปี 2568 : ขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิ 291ล้านบาท สาเหตุหลัก\nเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด\n(“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXDเนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่า\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n28\n\n| ผลการดา เนินงานของบรษิ ัทฯ แลมบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| กา ไรสุทธิ | 1,325 | 1,718 | 1,586 | 20% | (8%) |\n| ส่วนไดเ้สียที่ไมม่ อี า นาจควบคมุ | (185) | (220) | 134 | (172%) | (161%) |\n| กา ไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ | 1,140 | 1,498 | 1,719 | 51% | 15% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 28, "tags": [ "ไตรมาส", "บริษัทฯ", "สาเหตุ", "บริษัท", "โรงไฟฟ้า", "การรับรู้", "ร้อยละ", "ค่าใช้จ่าย", "ปรับตัว", "รายได้" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 30, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_79d8eab26e294077b802dd5c3fe5475c", "content": "ก าไรสุทธิ (ต่อ)\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ แลมบริษัทย่อย\n(หน่วย : ล้านบาท)\nก าไรสุทธิส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ตารางที่ 11 : ก าไรสุทธิไตรมาสที่ 1 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nQoQ\nYoY\n20%\n(8%)\n1,325\n1,718\n1,586\n(185)\n(220)\n134\n(172%)\n(161%)\n51%\n15%\n1,140\n1,498\n1,719\n\nผลปรมกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,719 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 579 ล้านบาท หรือร้อยลม 51\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก\n• เงินปันผลรับแลมส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมแลมการร่วมค้า จ านวน 391ล้านบาท เพิ่มขึ้น 270ล้านบาท หรือร้อยละ 223สาเหตุหลักเนื่องจาก XPCL ผลประกอบการดีขึ้นเนื่องจากปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น สอดคล้องกับปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้นจากอิทธิพลของปรากฏการณ์ลานีญาซึ่งต่อเนื่องมาจากปี 2568 ประกอบกับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้ก าไรจากรายการพิเศษจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง\n(EffectiveInterest Rate:EIR)ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงิน รวมถึงการปรับขยายระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม CFXD ผล\nประกอบการดีขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า\n(WindTurbineGenerator:WTG)ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่\n4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน ขณะที่ AEPL ผลประกอบการลดลงจากความความเข้มแสงที่ลดลงเมื่อเทียบกับ\nช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน และค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนการผลิต ต้นทุนทางการเงิน และค่าเสื่อมราคาเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการ\nเชิงพาณิชย์และ เงินปันผลรับ ลดลง 41ล้านบาทหรือร้อยละ 100สาเหตุหลักมาจากเงินปันผลรับของ RPCLลดลง เนื่องจากบริษัทฯ ได้เปลี่ยนสถานะ\nของ RPCLจากเงินลงทุนในตราสารทุนเป็นบริษัทร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับเงินปันผลตั้งเดือน ธันวาคม 2568\nเป็นต้นไป\n•\nต้นทุนทางการเงิน จ านวน 1,137 ล้านบาท ลดลง 243ล้านบาทหรือร้อยละ 18จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง\n• ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 226 ล้านบาท ขณะที่ไตรมาสที่ 1ปี 2568 : ขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิ 57ล้านบาท สาเหตุหลัก\nเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด\n(“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่า\n• ก าไรขั้นต้น จ านวน 4,874 ล้านบาท ลดลง 375ล้านบาทหรือร้อยละ 7สาเหตุหลักมาจาก ก าไรส่วนเพิ่ม (Contribution Margin) ลดลง สาเหตุหลักมา\nจาก โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสรม (IPP) จาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว\nขณะที่ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energymargin)ปรับตัวดีขึ้น โดยมีสาเหตุหลักจากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลงตามจ านวนวัน\nด าเนินการผลิตที่ลดลง (ไตรมาสที่ 1ปี 2569จ านวน 4 วัน, ไตรมาสที่ 1 ปี 2568 จ านวน 62 วัน) โรงไฟฟ้าศรีราชา ค่าความพร้อมจ่ายปรับตัวลดลง\nเนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง\nเนื่อง จากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18วัน ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว\nโรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ขณะที่โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรส่วนเพิ่มเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนจาก\nค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างที่ปรับตัวดีขึ้นจากการลดลงของราคาเชื้อเพลิง ซึ่งช่วยชดเชยผลกระทบจากการปรับลดค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft)ประกอบกับปริมาณการ\nขายไฟฟ้าและไอน้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า รวมถึงมีการรับรู้ค่า MinimumTake-or-Pay(MTOP)ตาม\nเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ถึงแม้ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกฟผ.ของโรงไฟฟ้า GSPP3หมดอายุในเดือนสิงหาคม 2567 และ เดือนมีนาคม 2568 และ GSPP11Phase1\nหมดอายุในเดือนตุลาคม 2568\n• รายได้แลมค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 41 ล้านบาท ลดลง 201ล้านบาทหรือร้อยละ 83สาเหตุหลักมาจากการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงาน\n• ค่าเสื่อมราคาแลมค่าตัดจ าหน่าย จ านวน 2,290 ล้านบาท ลดลง 34ล้านบาทหรือร้อยละ 1ตามการตัดค่าเสื่อมสอดคล้องกับอายุโรงไฟฟ้าและสัญญา\nการซื้อขายไฟฟ้าที่ครบอายุแล้ว\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n29\n\n| ผลการดา เนินงานของบรษิ ัทฯ แลมบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| กา ไรสุทธิ | 1,325 | 1,718 | 1,586 | 20% | (8%) |\n| ส่วนไดเ้สียที่ไมม่ อี า นาจควบคมุ | (185) | (220) | 134 | (172%) | (161%) |\n| กา ไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ | 1,140 | 1,498 | 1,719 | 51% | 15% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 29, "tags": [ "ไตรมาส", "บริษัท", "โรงไฟฟ้า", "บริษัทฯ", "สาเหตุ", "เพิ่มขึ้น", "การรับรู้", "ร้อยละ", "ปริมาณ", "ความพร้อม" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 29, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_4d5e6912d3c3456fb50cf2a287919f26", "content": "ข้อมูลทางการเงินของบริษัท\nบทวิเครามห์ฐานมทางการเงินของบริษัทฯ แลมบริษัทย่อย\nสินทรัพย์รวม (ล้านบาท, %)\nหนี้สินรวมแลมส่วนของผู้ถือหุ้น (ล้านบาท, %)\n1%\n1%\n264,259\n264,259\n260,988\n260,988\nเงินสดและรายการ\n8%\n9,985\n8%\n9,394\n21,305\n4%\nเทียบเท่าเงินสด\n21,424\n4%\nหนี้สินหมุนเวียน\n21,138\n19,991\n8%\n60,459\nสินทรัพย์หมุนเวียน\n8%\n60,461\n23%\n23% หุ้นกู้\n44,844\n45,330\n17%\nเงินลงทุนบริษัทในเครือ\n17%\n51,400\n47,626\n18%\nเงินกู้ยืมระยะยาว\n19%\n33%\n86,936\n33%\nที่ดิน อาคาร และอุปกรณ์\n85,690\n25,687\n25,979\n10%\nหนี้สินไม่หมุนเวียน\n10%\nลูกหนี้ตามสัญญาเช่า\n1,080\n1,024\n0.4%\n0.4%\nทางการเงิน\n88,956\n117,820\n87,529\n116,436\nส่วนของผู้ถือหุ้น\n45%\n44%\n33.6%\n33.6%\nสินทรัพย์ไม่หมุนเวียนอื่น\n\n31 ธ.ค. 68\n31 มี.ค. 69\n31 ธ.ค. 68\n31 มี.ค. 69\nสินทรัพย\nหนี้สิน\nณ วันที่ 31 มีนาคม 2569 บริษัทใหญ่และบริษัทย่อย\nณ วันที่ 31 มีนาคม 2569 บริษัทใหญ่และบริษัทย่อยมีหนี้สินรวม\nมีสินทรัพย์รวม มูลค่า 260,988 ล้านบาท ลดลง 3,271 ล้านบาท หรือ\nมูลค่า 143,168ล้านบาท ลดลง 4,655 ล้านบาท หรือร้อยละ 3 จาก ณ\nร้อยละ 1 จาก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีรายละเอียดของการ\nวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีรายละเอียดของการลดลงที่มีสาระส าคัญ\nลดลงที่มีสาระส าคัญ ดังนี้ดังนี้\n• เงินสดแลมรายการเทียบเท่าเงินสด จ านวน 21,424 ล้านบาท\n• หนี้สินหมุนเวียน จ านวน 9,393 ล้านบาท ลดลง 591 ล้านบาท\nเพิ่มขึ้น 119 ล้านบาท หรือร้อยละ 1 สาเหตุหลักมาจากเงินสดรับ\nหรือร้อยละ 6 สาเหตุหลักมาจากการลดลงของเจ้าหนี้การค้า\nจากรายได้จากการขาย ขณะที่มีเงินสดใช้ไปช าระคืนเงินกู้ยืม\n• หุ้นกู้แลมเงินกู้ยืมรมยมยาว จ านวน 108,086 ล้านบาท ลดลง\nระยะยาวก่อนก าหนดและตามก าหนดช าระ\n3,773 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 3 สาเหตุหลักมาจากการช าระคืนเงินกู้\n• สินทรัพย์หมุนเวียนอื่น จ านวน 19,991ล้านบาท ลดลง 1,148 ล้าน\nระยะยาวจากสถาบันการเงินตามก าหนด จ านวน 3,789 ล้านบาท\nบาท หรือร้อยละ 5 จากการลดลงของลูกหนี้การค้า\n• หนี้สินไม่หมุนเวียนอื่น จ านวน 25,687 ล้านบาท ลดลง 292 ล้าน\n• เงินลงทุนบริษัทในเครือ จ านวน 45,330 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 486\nบาท หรือร้อยละ 1 สาเหตุหลักจากการลดลงของเงินรับล่วงหน้า\nล้านบาท หรือ ร้อยละ 1 สาเหตุหลักมาจากส่วนแบ่งก าไรจากเงิน\nส าหรับค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้าที่เป็นไปตามสัญญา PPA และ\nลงทุนในบริษัทร่วมในไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nหนี้สินภาษีเงินได้ตามบัญชีที่ลดลง\n• ที่ดิน อาคาร แลมอุปกร์จ านวน 85,690 ล้านบาท ลดลง 1,246\nล้าน บาท หรือ ร้อยละ 1 จากการตัดค่าเสื่อมราคาและค่าตัด\nส่วนของผู้ถือหุ้น\nจ าหน่ายส าหรับรอบระยะเวลา\nส่วนของผู้ถือหุ้นของบริษัทใหญ่และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 มีนาคม\n• ลูกหนี้ตามสัญญาเช่าทางการเงิน จ านวน 1,024 ล้านบาท ลดลง\n2569 มีมูลค่ารวม 117,280 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 1,384 ล้านบาท หรือร้อย\n56 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 5 ตามการรับรู้รายได้ค่าความพร้อมจ่าย\nละ 1 จาก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 สาเหตุหลักมาจากก าไรสะสมที่ของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับทาง\nเพิ่มขึ้นจากก าไรผลการด าเนินงานในไตรมาส 1 ปี 2569 จ านวน 1,586\nกฟผ.\nล้านบาท (รวมส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม)\n• สินทรัพย์ไม่หมุนเวียนอื่น จ านวน 87,529 ล้านบาท ลดลง 1,427\nล้านบาท หรือร้อยละ 2 จากค่าตัดจ าหน่ายของสินทรัพย์ไม่มีตัวตน\nส าหรับรอบระยะเวลา\n\nหนี้สินที่มีภารมดอกเบี้ย (ล้านบาท)\nเงินกู้ยืมรมยมสั้น แลมเงินกู้ยืมรมยมยาวแลมหุ้นกู้ส่วนที่ครบก าหนดภายในหนึ่งปีณ วันที่ 31มีนาคม 2569 บริษัทใหญ่และบริษัทย่อยมีเงิน\nกู้ยืมที่มีภาระดอกเบี้ย (ไม่รวมหนี้สินตามสัญญาเช่า) จ านวน\n14,127 ล้านบาท | 13%\n108,086 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นส่วนเงินกู้ยืมระยะสั้นและเงิน\n108,086\nกู้ยืมและหุ้นกู้ส่วนที่ครบก าหนดภายในหนึ่งปีจ านวน 14,127\nเงินกู้ยืมรมยมยาวแลมหุ้นกู้ล้านบาท หรือ ร้อยละ 13 ของเงินกู้ยืมที่มีภาระดอกเบี้ย และ\n93,959 ล้านบาท | 87%\nเงินกู้ยืมระยะยาวและหุ้นกู้จ านวน 93,959 ล้านบาทหรือ ร้อยละ 87 ของเงินกู้ยืมที่มีภาระดอกเบี้ย\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n30", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 30, "tags": [ "บริษัท", "ร้อยละ", "กู้ยืม", "หนี้สิน", "หมุนเวียน", "สินทรัพย์", "วันที่", "เงินสด", "หุ้นกู้", "สาเหตุ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 1, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p030_c1", "page": 30, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p030_c1.png", "width": 351, "height": 536, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p030_c1.png" }, { "id": "p030_c2", "page": 30, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p030_c2.png", "width": 353, "height": 537, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p030_c2.png" }, { "id": "p030_c3", "page": 30, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p030_c3.png", "width": 436, "height": 358, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p030_c3.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_64eb34054c08462c92d33ef7481ff0a8", "content": "กรมแสเงินสดของบริษัท\nหน่วย : ล้านบาท\nเงินสดอิสรม (Free Cash Flow)\n+4,700\n199\n4,501\n21,305\n\nกิจกรรม\nกิจกรรม\nด าเนินงาน\nลงทุน\n+119\nเงินสดแลมรายการเทียบเท่าเงินสด\n31 ธ.ค. 2568\nข้อมูลทางการเงินของบริษัท\n\n335\n21,424\n(4,915)\n\nผลกรมทบจาก\nกิจกรรม\nอัตราแลกเปลี่ยน\nจัดหาเงิน\nเงินสดแลมรายการเทียบเท่าเงินสด\n31 มี.ค. 2569\n\nสิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ แลมบริษัทย่อยมีเงินสดแลมรายการเทียบเท่าเงินสดจ านวน 21,424\nล้านบาท เพิ่มขึ้นจ านวน 119 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีเงินสดแลมรายการ\nเทียบเท่าเงินสดจ านวน 21,305 ล้านบาท\nกิจกรรมด าเนินงาน ณ สิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีกรมแสเงินสดสุทธิได้มาจากกิจกรรม\nด าเนินงานจ านวน 4,501 ล้านบาท โดยเป็นเงินสดรับสุทธิจากกิจกรรมด าเนินงาน ซึ่งเป็นผลสุทธิจากเงินสดรับจากรายได้จาก\nการขาย กับเงินสดจ่ายส าหรับค่าใช้จ่ายและภาษีเงินได้กิจกรรมลงทุน ณ สิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีการใช้เงินสดสุทธิได้มาจากกิจกรรมลงทุน\nจ านวน 199 ล้านบาท จากการมีเงินสดรับจากการคืนเงินกู้ยืมระยะยาวของ XPCL ให้แก่บริษัทฯ รวมจ านวน 1,178 ล้านบาท\nขณะที่มีเงินฝากประจ าเกิน 3 เดือน จ านวน 388 ล้านบาท ขณะที่เงินสดจ่ายลงทุนในสินทรัพย์ถาวรเช่น\nค่าบ ารุงรักษาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า GHECO-1 และ โรงไฟฟ้า GEN CFB3 และการขยายการลงทุน ใน solar rooftop\nเป็นต้น\nกิจกรรมจัดหาเงิน ณ สิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีกรมแสเงินสดใช้ไปสุทธิในกิจกรรมจัดหา\nเงินจ านวน 4,915 ล้านบาท ประกอบด้วย การช าระคืนเงินกู้ยืมเงินกู้ระยะยาวจากสถาบันการเงิน จ านวน 3,935 ล้านบาท และ\nการจ่ายดอกเบี้ย จ านวน 930 ล้านบาท\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n31", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 31, "tags": [ "เงินสด", "กิจกรรม", "บริษัท", "ไตรมาส", "บริษัทฯ", "รายการ", "เทียบเท่า", "หาเงิน", "คืนเงิน", "กู้ยืม" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 11, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_3b576091142e487f9a804b36de28f010", "content": "ข้อมูลทางการเงินของบริษัท\n\nอัตราส่วนแลมข้อมูลการเงินที่ส าคัญ\nอัตราส่วนหนี้สินรวมแลมหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น | เท่า\nอัตราส่วนความสามารถในการช ารมดอกเบี้ย | เท่า\nTotal Debt to Equity & Net Debt to Equity | times\nInterest Coverage Ratio | times\nอัตราส่วนหนี้สินรวมต่อส่วนของผู้ถือหุ้น (Total Debt to Equity)\nอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น (Net Debt to Equity)\n1.85x\n1.88x\n1.60x\n1.33x\n1.27x\n1.22x\n0.84x\n0.76x\n0.71x\n\nQ4/67\nQ4/68\nQ1/69\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nก าไรต่อหุ้น | บาท/หุ้น\nอัตราส่วนก าไรสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น | %\nEARNING PER SHARE (EPS) | THB/Share\nRETURN ON EQUITY (ROE) | %\n6.51\n6.04\n0.61\n0.53\n0.40\n3.99\n\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nอัตราส่วนสภาพคล่อง | เท่า\nอัตราส่วนสภาพคล่องหมุนเร็ว | เท่า\nQUICK RATIO | times\nCURRENT RATIO | times\n1.54x\n2.05x\n1.78x\n1.37x\n1.37x\n1.73x\n\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nหมายเหตุ : ในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 บริษัทฯ ได้ด าเนินการจัดประเภทหนี้สินใหม่ส าหรับหุ้นกู้มูลค่า 6,000 ล้าน\nบาท ที่จะครบก าหนดไถ่ถอนภายใน 1 ปีจากหนี้สินไม่หมุนเวียนเป็นหนี้สินหมุนเวียน ส่งผลให้อัตราส่วนสภาพ\nคล่องลดลงจากไตรมาสก่อนหน้า\n\nหนี้สินรวม / ส่วนของผู้ถือหุ้นรวม\nอัตราส่วนหนี้สินรวมต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\n(หนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ย – (เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด + เงินฝากที่มีข้อจ ากัดในการเบิกใช้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\n+ เงินลงทุนชั่วคราว)) / ส่วนของผู้ถือหุ้น\nก าไรก่อนดอกเบี้ยจ่ายและภาษีเงินได้ / ดอกเบี้ยจ่าย\nอัตราส่วนความสามารถในการช ารมดอกเบี้ย\nก าไรสุทธิส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่ / ส่วนของผู้ถือหุ้นเฉลี่ย\nอัตราส่วนก าไรสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\nสินทรัพย์หมุนเวียน / หนี้สินหมุนเวียน\nอัตราส่วนสภาพคล่อง\n(เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด + เงินฝากที่มีข้อจ ากัดในการเบิกใช้ + เงินลงทุนชั่วคราว +\nอัตราส่วนสภาพคล่องหมุนเร็ว\nลูกหนี้การค้า) / หนี้สินหมุนเวียน\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n32\n\n| อัตราส่วนความสามารถในการชา รมดอกเบี้ย \\| เท่า | |\n| --- | --- |\n| Interest Coverage Ratio \\| times | |\n| 1.60x 1.85x 1.88x Q4/67 Q4/68 Q1/69 | |\n| | 1.60x 1.85x 1.88x Q4/67 Q4/68 Q1/69 |\n\n| กา ไรต่อหุ้น \\| บาท/หุ้น | | |\n| --- | --- | --- |\n| EARNING PER SHARE (EPS) \\| THB/Share | | |\n| | 0.61 0.53 0.40 Q1/68 Q4/68 Q1/69 | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 32, "tags": [ "อัตราส่วน", "หนี้สิน", "ผู้ถือหุ้น", "ดอกเบี้ย", "หมุนเวียน", "Equity", "สภาพคล่อง", "เงินสด", "ความสามารถ", "ไตรมาส" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 1, "layout_tables": 2, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p032_c1", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c1.png", "width": 487, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c1.png" }, { "id": "p032_c2", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c2.png", "width": 488, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c2.png" }, { "id": "p032_c3", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c3.png", "width": 460, "height": 365, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c3.png" }, { "id": "p032_c4", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c4.png", "width": 469, "height": 360, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c4.png" }, { "id": "p032_c5", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c5.png", "width": 488, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c5.png" }, { "id": "p032_c6", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c6.png", "width": 488, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c6.png" }, { "id": "p032_c7", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c7.png", "width": 455, "height": 394, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c7.png" }, { "id": "p032_c8", "page": 32, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p032_c8.png", "width": 464, "height": 375, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p032_c8.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_62d3e1ba77684962a0772e1f6fd66a95", "content": "GPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nเอกสารแนบ\nAppendix\n\n33", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 33, "tags": [ "ฝ่ายจัดการ", "(MD&A)", "ไตรมาส", "เอกสาร", "Appendix" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_771abc4787d943c19bebf2eb378382fe", "content": "กลยุทธ์แลมการบริหารจัดการของบริษัท\nบริษัทฯได้จัดท าร่างแผนกลยุทธ์และการบริหารจัดการประจ าปี2569 (4S) โดยพิจารณาทั้งปัจจัยภายนอกและภายในที่เกี่ยวข้อง รวมถึงแนวโน้มการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างธุรกิจพลังงานเพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน(Energy Transition) ทั้งนี้บริษัทฯ มุ่งเน้นการยกระดับความสามารถในการแข่งขันทั้งในแง่ของผลประกอบการผลิตภัณฑ์ที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมการเติบจากการ ลงทุนใหม่และประสิทธิภาพของ\nPortfolio\nให้มีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม\nควบคู่ไปกับความหลากหลายของธุรกิจ\n(Diversification) นอกจากนี้ยังครอบคลุมถึงพันธกิจในการเป็นผู้น าในการพัฒนาไฟฟ้าพลังงานสะอาดให้กลุ่มปตท. (PTT Group Decarbonization) ด้วยโดยกลยุทธ์4S มีรายละเอียดดังนี้\n• เสาหลักกลยุทธ์ที่1 (Strengthen and Expand the Core): มุ่งเน้นสร้างความแข็งแกร่งของธุรกิจการผลิตแลมส่งจ่าย สาธารูปการให้เป็นเลิศ (Best-in-Class Strategy) ในระดับสากลโดยใช้ระบบปฏิบัติการสู่ความเป็นเลิศหรือOperation Excellence Management System (OEMS) ของกลุ่มปตท. เป็นเครื่องมือในการด าเนินการเพื่อตอบสนองความต้องการของ ลูกค้าอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้หลักการให้ลูกค้าเป็นศูนย์กลางสามารถรักษาฐานลูกค้าปัจจุบันพร้อมทั้งขยายฐานลูกค้า เพิ่มเติมในอนาคตและสร้างความพึงพอใจให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย โดยมุ่งเน้นความเป็นเลิศใน4 ด้านได้แก่ความ ปลอดภัย(Safety) ความมีเสถียรภาพ(Reliability) ความสามารถในการท าก าไร(Profitability) แลมความยั่งยืน (Sustainability ) ซึ่งจะครอบคลุมไปถึงการลดความเข้มข้นของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าที่จะหมด สัญญาและการเพิ่มศักยภาพของบุคลากรเพื่อรองรับธุรกิจไฟฟ้าในอนาคตรวมถึงการขยายธุรกิจไปสู่สาธารณูปโภคชนิดอื่นๆที่เกี่ยวข้องด้วย(Expansion into adjacent business) • เสาหลักกลยุทธ์ที่2 (Scale-up Green Energy): มุ่งเน้นการขยายธุรกิจไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)\nโดยเฉพามพลังงานแสงอาทิตย์พลังงานลม\nแลมพลังงานหมุนเวียนร่วมกับรมบบกักเก็บพลังงาน\n(Renewable Hybrid System) ทั้งในปรมเทศแลมต่างปรมเทศ โดยในประเทศจะมีการลงทุนเพื่อตอบโจทย์แผนพัฒนากาลัง ผลิตไฟฟ้าของประเทศ(Power Development Plan : PDP) และการลงทุนในรูปแบบDirect Power Purchase Agreement (Direct PPA) ผ่านการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม(Third Party Access : TPA) ในอนาคตเพื่อตอบโจทย์ลูกค้าที่ต้องการพลังงานสะอาดในขณะที่การพัฒนาธุรกิจในต่างประเทศบริษัทฯจะเน้นการลงทุนในประเทศเป้าหมายซึ่งมีการ ขยายตัวของความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดสูงและมีนโยบายสนับสนุนที่ดีจากภาครัฐได้แก่อินเดียจีนและไต้หวัน • เสาหลักกลยุทธ์ที่3 (New S-curve): มุ่งเน้นการพัฒนาด้วยการลงทุนด้านนวัตกรรมNew S-curves ในหลายรูปแบบ เพื่อเพิ่มรายได้ที่ส าคัญได้แก่ธุรกิจ\nแลมรองรับการเปลี่ยนแปลงของธุรกิจพลังงานแลมธุรกิจไฟฟ้าในอนาคต Renewable Value Chain เนื่องจากรัฐบาลในหลายประเทศมีนโยบายสนับสนุนนอกจากนี้บริษัทฯให้ความส าคัญกับ การศึกษาเทคโนโลยีพลังงานสะอาดเพื่อลดระดับการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (Decarbonized Solutions) เพื่อต่อ\nยอดจากการใช้พลังงานหมุนเวียนซึ่งจะมีข้อจ ากัดในด้านเสถียรภาพโดยบริษัทฯจะร่วมกับพันธมิตรในการศึกษาระบบผลิต ไฟฟ้าแบบBase Load ที่มีความจ าเป็นส าหรับการรักษาเสถียรภาพของการผลิตไฟฟ้าและไอน้าเช่นเทคโนโลยีการดักจับการ ใช้ประโยชน์และการกักเก็บคาร์บอน(Carbon Capture, Utilization and Storage : CCUS) ไฮโดรเจน(Hydrogen) และ โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ในรูปแบบSmall Modular Reactor (SMR) • เสาหลักกลยุทธ์ที่4 (Shift to Customer-centric Solutions): มุ่งเน้นการด าเนินธุรกิจในรูปแบบการผลิตไฟฟ้าแบบกระจาย ศูนย์(Distributed Generation) ระบบท าความเย็นแบบรวมศูนย์(District Cooling System) และการบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management Services) ภายใต้นวัตกรรมพลังงานเพื่อธุรกิจ(Smart Power Solution Business) โดยมีเป้าหมายเพื่อ ลดค่าใช้จ่ายและเพิ่มเสถียรภาพทางด้านพลังงานให้แก่ผู้ใช้บริการไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Industrial)\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 (Commercial)\nและอุตสาหกรรม\n34", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 34, "tags": [ "พลังงาน", "ธุรกิจ", "กลยุทธ์", "บริษัทฯ", "การลงทุน", "ลูกค้า", "การบริหาร", "เสาหลัก", "ในอนาคต", "เสถียรภาพ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 29, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p034_f1", "page": 34, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p034_f1.png", "width": 680, "height": 551, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p034_f1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_bb5b18f20b5f49fdac3ee4569f50d304", "content": "กลยุทธ์แลมการบริหารจัดการของบริษัท\n15%\nCO 2 Reduction by\n2035 &\nNet Zero 2050\nบริษัทฯ วางเป้าหมายที่จะ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกรมจกร้อยลม 15 ภายในปี 2578 แลมก้าวสู่องค์กรที่การปล่อยก๊าซ เรือนกรมจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero GHG Emissions) ในปีพ.ศ. 2593 ร่วมกับกลุ่ม ปตท. และสอดรับกับนโยบายประเทศ ผ่าน 4 กลยุทธ์หลัก หรือ 4S ที่จะขับเคลื่อนให้ GPSC ก้าวสู่การเป็นบริษัทฯ ชั้นน าด้านนวัตกรรมพลังงานเพื่อความยั่งยืนระดับโลก ภายใต้แผนกลยุทธ์ของกลุ่ม ปตท.\nบริษัทฯได้รับมอบหมายภารกิจให้เป็นแกนน าในการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคการใช้ไฟฟ้าหรือEmissions Scope 2 Decarbonization ให้แก่กลุ่มปตท. โดยเน้นการเพิ่มสัดส่วนก าลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านThird Party Access (TPA) เข้ามาบูรณาการร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิลเดิมที่บริษัทฯมีอยู่เพื่อให้ยังคงสามารถรักษา เสถียรภาพของการผลิตไฟฟ้าและไอน้าให้อยู่ในระดับสูงไว้ได้นอกจากนี้บริษัทฯยังวางแผนศึกษาเทคโนโลยีผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน สะอาดประเภทBase Load อื่นๆเช่นการใช้เชื้อเพลิงไฮโดรเจนมาแทนที่ฟอสซิลการใช้เทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บ คาร์บอนไดออกไซด์(Carbon Capture and Storage หรือCCS) และอาจรวมถึงการพัฒนาโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในอนาคตเพื่อน ามา ทดแทนโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิลในอนาคตซึ่งจะช่วยให้สามารถขยายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้มากยิ่งขึ้นในระยะยาว และช่วยให้บริษัทฯและกลุ่มปตท. มุ่งสู่เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์(Net-Zero Greenhouse Gas Emissions) ในที่สุด\nความยั่งยืนแลมการยกรมดับมาตรฐาน ESG\nในปี 2568 GPSC ได้รับการจัดอันดับให้อยู่ในกลุ่ม Top Decile จากผลการประเมิน Corporate Sustainability Assessment (CSA) 2025 โดย S&P Global แลมได้รับการคัดเลือกให้เป็นสมาชิกของ S&P Global ต่อเนื่องเป็นปีที่ 4 (2566 – 2568) สะท้อนถึงศักยภาพการด าเนินธุรกิจตามหลักความยั่งยืนในระดับสากล รวมถึงความมุ่งมั่นในการยกระดับมาตรฐานด้าน สิ่งแวดล้อม สังคม และธรรมาภิบาล (ESG) อย่างต่อเนื่อง การได้รับการยอมรับดังกล่าวเกิดขึ้นภายใต้บริบทที่ภาคธุรกิจพลังงาน เผชิญความท้าทายหลายด้าน ทั้งการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ความผันผวนของเศรษฐกิจและภูมิรัฐศาสตร์รวมถึงการเปลี่ยน ผ่านด้านพลังงาน ซึ่งสะท้อนถึงความสามารถของบริษัทฯ ในการปรับตัวและพัฒนาการด าเนินงานให้สอดคล้องกับมาตรฐานสากล ทั้งนี้บริษัทฯ ยังคงมุ่งมั่นพัฒนาโซลูชันด้านพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ควบคู่กับการด าเนินธุรกิจตามหลัก ESG เพื่อสนับสนุนการเติบโตอย่างยั่งยืน เพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันในระยะยาว และสร้างคุณค่าให้แก่ผู้มีส่วนได้เสียทุกภาค ส่วนอย่างต่อเนื่อง.\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 35", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 35, "tags": [ "บริษัทฯ", "พลังงาน", "การผลิต", "กลยุทธ์", "Emissions", "ความยั่งยืน", "โรงไฟฟ้า", "ประเภท", "ฟอสซิล", "ต่อเนื่อง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 20, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p035_c1", "page": 35, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p035_c1.png", "width": 906, "height": 432, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p035_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_582a3b33fb5d466d8e77433838577690", "content": "การด าเนินงานด้านความยั่งยืน\n• GPSC ส่งพลังใจแนวหน้า สนับสนุนก าลังพลและบุคลากรทางการแพทย์เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2569 บริษัทฯ น าโดย พลเอกประชาพัฒน์วัจนะรัตน์และผู้บริหารฝ่ายสื่อสารองค์กร เข้าร่วมมอบอาหารและเครื่องดื่มจ านวน200 ชุด เพื่อสนับสนุนก าลังพลและบุคลากรทางการแพทย์ที่ปฏิบัติหน้าที่ดูแลผู้ได้รับผลกระทบ จากสถานการณ์ความไม่สงบในพื้นที่โดยมีผู้แทนจากโรงพยาบาลพระมงกุฎเกล้าเป็น ผู้รับมอบ กิจกรรมดังกล่าวสะท้อนบทบาทของบริษัทฯ ในการด าเนินธุรกิจควบคู่การ ดูแลสังคม และการมีส่วนร่วมในการเสริมสร้างความเข้มแข็งให้กับประเทศ • GPSC จัด Youth Hackathon พัฒนานวัตกรรมต่อยอดเศรษฐกิจชุมชน เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2569 บริษัทฯ ร่วมกับกระทรวงการอุดมศึกษา วิทยาศาสตร์วิจัยและนวัตกรรม (อว.) และพันธมิตรภาครัฐ–เอกชน เปิดตัวโครงการ“Youth Hackathon Inspired by the Royal Initiatives of the Queen Mother” เพื่อส่งเสริม เยาวชนและนิสิตนักศึกษาในการพัฒนาโซลูชันนวัตกรรมที่สามารถยกระดับ เศรษฐกิจชุมชนอย่างยั่งยืน โดยโครงการมุ่งพัฒนาทักษะการคิดเชิงระบบการ ท างานเป็นทีม และการสร้างต้นแบบที่ใช้งานได้จริง ควบคู่การสืบสานพระราช ปณิธานของสมเด็จพระนางเจ้าสิริกิติ์พระบรมราชชนนีพันปีหลวง สะท้อนบทบาท ของบริษัทฯ ในการพัฒนาศักยภาพคนรุ่นใหม่และเสริมสร้างความเข้มแข็งของ เศรษฐกิจฐานรากอย่างยั่งยืน\n• GPSC ร่วมสนับสนุนโครงการ Solar Light เพื่อชุมชนใน เมืองพุทธคยา ประเทศอินเดีย ระหว่างวันที่ 24 – 27 กุมภาพันธ์ 2569 บริษัทฯ ร่วมกับสถานกงสุลใหญ่ณ เมืองกัลกัตตา และวัดไทยพุทธคยา สนับสนุนการติดตั้งเสาไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ภายใต้โครงการ สนับสนุนไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์หรือ Solar Light ณ เมืองพุทธคยา รัฐพิหาร สาธารณรัฐอินเดีย เพื่อช่วยเพิ่มแสงสว่างและยกระดับความปลอดภัยให้แก่โรงเรียน วัด และชุมชนโดยรอบ โดยโครงการดังกล่าวได้มอบชุดไฟส่องสว่างพลังงาน แสงอาทิตย์ให้แก่โรงเรียน 4 แห่ง และชุมชนท้องถิ่น 1 แห่งในพุทธคยา ซึ่งเป็นพื้นที่ที่ยัง ประสบปัญหาการขาดแคลนไฟฟ้าและไฟฟ้าดับเป็นประจ า นับเป็นอีกหนึ่งก้าวส าคัญของ การน าพลังงานสะอาดมาใช้เพื่อสนับสนุนการศึกษา สาธารณประโยชน์และคุณภาพชีวิต ของชุมชน สะท้อนบทบาทของบริษัทฯ ในการด าเนินธุรกิจควบคู่กับการดูแลสังคม พร้อม ส่งเสริมการเข้าถึงพลังงานสะอาดอย่างยั่งยืนในระดับสากล • GPSC – ปตท. สนับสนุนพลังงานสะอาด ติดตั้งโซลาร์เซลล์ลดค่าไฟและก๊าซเรือนกระจก เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2569 บริษัทฯ ร่วมกับ ปตท. ส่งมอบระบบผลิตไฟฟ้าพลังงาน แสงอาทิตย์ขนาด 5 กิโลวัตต์ให้แก่วัดป่าธรรมธาราภิรมย์จังหวัดเชียงใหม่เพื่อสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาดและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่โดย ระบบดังกล่าวช่วยลดค่าไฟฟ้าได้กว่า 30,000 บาทต่อปีและลดการปล่อยก๊าซ เรือนกระจกได้ประมาณ 3,900 กิโลกรัมคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปีสะท้อน บทบาทของบริษัทฯ ในการด าเนินธุรกิจควบคู่การดูแลสังคม และการขับเคลื่อนสู่สังคมคาร์บอนต่าอย่างยั่งยืน\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 36", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 36, "tags": [ "สนับสนุน", "บริษัทฯ", "พลังงาน", "โครงการ", "วันที่", "สะท้อน", "ควบคู่", "ยั่งยืน", "พุทธคยา", "พื้นที่" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 33, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p036_f1", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p036_f1.png", "width": 488, "height": 321, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p036_f1.png" }, { "id": "p036_f2", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p036_f2.png", "width": 512, "height": 330, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p036_f2.png" }, { "id": "p036_f3", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p036_f3.png", "width": 474, "height": 346, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p036_f3.png" }, { "id": "p036_f4", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p036_f4.png", "width": 512, "height": 355, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p036_f4.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_c170285ca48c458699d30a491079f7dc", "content": "ความคืบหน้าในการด าเนินงานที่ส าคัญ\n1) โครงการหน่วยผลิตไฟฟ้าแลมไอน้าจากกากน้ามัน\nEnergy Recovery Unit (ERU)\nSCOD | 2572\nโครงการหน่วยผลิตไฟฟ้าแลมไอน้า\nจากกากน้ามัน\nEnergy Recovery Unit (ERU)\nความคืบหน้าของโครงการปัจจุบัน\nณ ปัจจุบัน จากการปรับเปลี่ยนแนวทางการบริหารงานโครงการ\nCFP รวมทั้งโครงการ ERU โดยบริษัทฯ ไทยออยล์จ ากัด (มหาชน)\n(“ไทยออยล์”) ภายหลังจากที่ไทยออยล์พิจารณาบอกเลิกสัญญา\nEPC กับผู้รับเหมาหลักเดิมในเดือนเมษายน 2568 ไทยออยล์ได้จัด\nจ้างที่ปรึกษา EPC เพื่อท าหน้าที่บริหารงานโครงการ รวมทั้งจัดจ้าง\nผู้รับเหมาก่อสร้างในส่วนงานต่างๆ ของโครงการ ERU\nเพื่อด าเนินโครงการต่อจากผู้รับเหมาหลักเดิม\nภายหลังจากการกลับมาก่อสร้างใหม่ตั้งแต่ช่วงเดือนกรกฎาคม 2568 ความคืบหน้าโดยรวมของโครงการ ERU เมื่อประเมินตาม\nผลส าเร็จของงานโดยกลุ่มผู้รับเหมาชุดใหม่ณ สิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2569 จะอยู่ที่ร้อยละ 24.56 โดยมีการเร่งด าเนินงานอย่าง\nต่อเนื่องในทุกพื้นที่ทั้งส่วนของงานโครงสร้างและระบบท่อ (Structure, Mechanic and Piping), งานไฟฟ้า เครื่องมือวัดและ\nโทรคมนาคม (Electrical, instrument and Telecom) และงานโยธา (Civil) เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จตามแผนที่ไทยออยล์ได้แจ้งต่อที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นของบริษัทไทยออยล์ในวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2568 คือ ในไตรมาสที่ 3 ปี 2571\n2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในอินเดีย\nAvaada Energy Private Limited (AEPL)\nSCOD | 2569-2573\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nโครงการ\nด าเนินการเชิงพาิชย์แล้ว\n(Operating Capacity)\nอยู่รมหว่างการก่อสร้าง\nอยู่รมหว่างการพัฒนา\nก าลังการผลิตไฟฟ้ารวม\n(Total Committed Capacity)\nก าลังการผลิตไฟฟ้า (Committed Capacity) รวม\nทั้งสิ้น 22,242 เมกะวัตต์โดยบริษัทฯ มีสัดส่วน\nการถือหุ้น ร้อยละ 39.90 ของทุนทั้งหมดของ AEPL\nก าลังการผลิตไฟฟ้า\n(เมกมวัตต์)\n7,067\n7,028\n8,147\n22,242\nแผนด าเนินงาน\nเชิงพาิชย์\n-\n2569-2573\n2569-2573\n-\n\n37\n\n| โครงการ | กา ลังการผลิตไฟฟ้า (เมกมวัตต)์ | แผนดา เนินงาน เชิงพา ิชย์ |\n| --- | --- | --- |\n| ดา เนินการเชิงพา ิชยแ์ ล้ว (Operating Capacity) | 7,067 | - |\n| อยู่รมหว่างการก่อสร้าง | 7,028 | 2569-2573 |\n| อยู่รมหว่างการพัฒนา | 8,147 | 2569-2573 |\n| กา ลังการผลิตไฟฟ้ารวม (Total Committed Capacity) | 22,242 | - |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 37, "tags": [ "โครงการ", "Capacity", "การผลิต", "ความคืบหน้า", "Energy", "ผู้รับเหมา", "ก่อสร้าง", "Recovery", "บริหารงาน", "บริษัทฯ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 6, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p037_f1", "page": 37, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p037_f1.png", "width": 462, "height": 268, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p037_f1.png" }, { "id": "p037_f2", "page": 37, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p037_f2.png", "width": 463, "height": 278, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p037_f2.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_134adb03144c4b58aad1657bb19377ea", "content": "โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม แลมกิจการร่วมค้า\n\nปรมเภท\nสถานที่ตั้ง\nโรงไฟฟ้า\nเชื้อเพลิง\n\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nนิคมอุตสาหกรรม\nก๊าซธรรมชาติดับบลิวเอชเอ ชลบุรีโกลว์ไอพีพี\n1\nจ. อัตตะปือ\nพลังงานน้า\nห้วยเหาะ\nสปป. ลาว\nนิคมอุตสาหกรรม\nถ่านหิน\nเก็คโค่-วัน\nมาบตาพุด\nพลังงานน้า\nลาว\nXPCL\nก๊าซธรรมชาติราชบุรี\nRPCL\nรวมก าลังการผลิต IPP\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nนิคมอุตสาหกรรม\nก๊าซธรรมชาติดับบลิวเอชเอ\nCUP-1\nตะวันออก\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nCUP-2\nอาร์ไอแอล\nนิคมอุตสาหกรรม\nก๊าซธรรมชาติดับบลิวเอชเอ\nCUP-3\nตะวันออก\nนิคมอุตสาหกรรม\nก๊าซธรรมชาติระยองส่วนขยาย (CUP-3)\nดับบลิวเอชเอ\nตะวันออก\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nCUP-4\nเอเชีย\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nโกลว์พลังงาน ระยะที่ 2\nมาบตาพุด\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nโกลว์พลังงาน ระยะที่ 2\nมาบตาพุด\n(SPP Replacement)\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nโกลว์พลังงาน ระยะที่ 4\nมาบตาพุด\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nโกลว์พลังงาน ระยะที่ 5\nมาบตาพุด\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nโกลว์เอสพีพี 2\nมาบตาพุด\nก๊าซธรรมชาตินิคมอุตสาหกรรม\nโกลว์เอสพีพี 2\nมาบตาพุด\n(SPP Replacement)\nก๊าซธรรมชาติเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยาม\nโกลว์เอสพีพี 11 โครงการ 1\nอีสเทิร์นอินดัสเตรียลพาร์ค\nก๊าซธรรมชาติเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยาม\nโกลว์เอสพีพี 11 โครงการ 3\nอีสเทิร์นอินดัสเตรียลพาร์ค\nก๊าซธรรมชาติเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยาม\nโกลว์เอสพีพี 11 โครงการ 2\nอีสเทิร์นอินดัสเตรียลพาร์ค\nนิคมอุตสาหกรรม\nถ่านหิน\nโกลว์พลังงาน ซีเอฟบี 1 และ 2\nมาบตาพุด\nนิคมอุตสาหกรรม\nถ่านหิน\nโกลว์พลังงาน ซีเอฟบี 3\nมาบตาพุด\nก าลังการผลิต\nก าลังการ\nก าลังการผลิต\nไฟฟ้าตาม\nผลิตไอน้า\nก าลังการผลิต\nไฟฟ้าตาม\nสัดส่วน\nสัดส่วน\nไฟฟ้าติดตั้งสูงสุด\nสัดส่วน\nตามสัดส่วน\nลูกค้า\nCOD\nการถือหุ้นที่การถือหุ้น\n(MW)\nการถือหุ้น\nการถือหุ้น\nด าเนินการแล้ว\n(ตัน/ชั่วโมง)\n(MW)\n(MW)\n\nGLOW (95%)\n713\n677\n677\n-\nEGAT\n2003\nGLOW (67%)\n152\n102\n102\n-\nEGAT/EDL\n1999\nGLOW (65%)\n660\n429\n429\n-\nEGAT\n2012\n321\n-\nGPSC (25%)\n1,285\n321\nEGAT/EDL\n2019\nGPSC (24.38%)\n1,400\n341\n341\n-\nEGAT\n2008\n4,210\n1,870\n1,870\n-\n\n226\n890\nGPSC (100%)\n226\n226\nEGAT/IU\n2006\nGPSC (100%)\n113\n113\n113\n170\nEGAT/IU\n2008\n-\n280\nGPSC (100%)\n-\n-\nIU\n2009\nGPSC (100%)\n15\n15\n15\n-\nIU\n2019\nGPSC (100%)\n49\n49\n49\n140\nIU\n2019\n206\nIU\nGLOW (100%)\n70\n70\n70\n1996\n200\n460\nGLOW (100%)\n200\n200\nEGAT/IU\n2022-23\n77\n137\nGLOW (100%)\n77\n77\nEGAT/IU\n2005\n328\n160\nGLOW (100%)\n328\n328\nIU\n2011\n140\nGLOW (100%)\n213\n213\n213\nIU\n1999\n100\n230\nGLOW (100%)\n100\n100\nEGAT/IU\n2024\n120\n-\nGLOW (100%)\n120\n120\nEGAT/IU\n2000\n42\n-\nGLOW (100%)\n42\n42\nIU\n2006\n110\n-\nGLOW (100%)\n110\n110\nEGAT/IU\n2012\n300\n50\nGLOW (100%)\n300\n300\nIU\n1999\n85\n79\nGLOW (100%)\n85\n85\nIU\n2010\n\nตารางที่ 12 : โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม แลมกิจการร่วมค้า\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n38\n\n| โรงไฟฟ้า | ปรมเภท เชือ้ เพลิง | สถานทตี่ งั้ | สัดส่วน การถือหนุ้ | กา ลังการผลิต ไฟฟ้าตดิ ตงั้สูงสุด (MW) | กา ลังการผลิต ไฟฟ้าตาม สัดส่วน การถือหนุ้ (MW) | กา ลังการผลิต ไฟฟ้าตาม สัดส่วน การถือหุน้ ที่ ดา เนินการแล้ว (MW) | กา ลังการ ผลิตไอน ้า ตามสัดส่วน การถือหนุ้ (ตนั /ช่ัวโมง) | ลูกค้า | COD | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP) | | | | | | | | | | |\n| โกลวไ์อพีพี | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม ดบั บลิวเอชเอ ชลบรุี 1 | GLOW (95%) | 713 | 677 | 677 | - | EGAT | 2003 | |\n| หว้ ยเหาะ | พลงังานนา ้ | จ. อตั ตะปือ สปป. ลาว | GLOW(67%) | 152 | 102 | 102 | - | EGAT/EDL | 1999 | |\n| เก็คโค่-วนั | ถ่านหิน | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (65%) | 660 | 429 | 429 | - | EGAT | 2012 | |\n| XPCL | พลงังานนา ้ | ลาว | GPSC (25%) | 1,285 | 321 | 321 | - | EGAT/EDL | 2019 | |\n| RPCL | ก๊าซธรรมชาติ | ราชบรุี | GPSC (24.38%) | 1,400 | 341 | 341 | - | EGAT | 2008 | |\n| รวมกา ลังการผลิต IPP | | | | 4,210 | 1,870 | 1,870 | - | | | |\n| โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | | | | | | |\n| CUP-1 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม ดบั บลิวเอชเอ ตะวนั ออก | GPSC(100%) | 226 | 226 | 226 | 890 | EGAT/IU | 2006 | |\n| CUP-2 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม อารไ์อแอล | GPSC (100%) | 113 | 113 | 113 | 170 | EGAT/IU | 2008 | |\n| CUP-3 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม ดบั บลิวเอชเอ ตะวนั ออก | GPSC (100%) | - | - | - | 280 | IU | 2009 | |\n| ระยองสว่ นขยาย (CUP-3) | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม ดบั บลิวเอชเอ ตะวนั ออก | GPSC (100%) | 15 | 15 | 15 | - | IU | 2019 | |\n| CUP-4 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม เอเชีย | GPSC (100%) | 49 | 49 | 49 | 140 | IU | 2019 | |\n| โกลว ์พลงังาน ระยะที่ 2 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 70 | 70 | 70 | 206 | IU | 1996 | |\n| โกลว ์พลงังาน ระยะที่ 2 (SPP Replacement) | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 200 | 200 | 200 | 460 | EGAT/IU | 2022-23 | |\n| โกลว ์พลงังาน ระยะที่ 4 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 77 | 77 | 77 | 137 | EGAT/IU | 2005 | |\n| โกลว ์พลงังาน ระยะที่ 5 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 328 | 328 | 328 | 160 | IU | 2011 | |\n| โกลว ์เอสพีพี 2 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 213 | 213 | 213 | 140 | IU | 1999 | |\n| โกลว ์เอสพีพี 2 (SPP Replacement) | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 100 | 100 | 100 | 230 | EGAT/IU | 2024 | |\n| โกลว ์เอสพีพี 11 โครงการ 1 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตประกอบการอุตสาหกรรมสยาม อีสเทริน์อินดสัเตรียลพารค์ | GLOW (100%) | 120 | 120 | 120 | - | EGAT/IU | 2000 | |\n| โกลว ์เอสพีพี 11 โครงการ 3 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตประกอบการอุตสาหกรรมสยาม อีสเทริน์อินดสัเตรียลพารค์ | GLOW (100%) | 42 | 42 | 42 | - | IU | 2006 | |\n| โกลว ์เอสพีพี 11 โครงการ 2 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตประกอบการอุตสาหกรรมสยาม อีสเทริน์อินดสัเตรียลพารค์ | GLOW (100%) | 110 | 110 | 110 | - | EGAT/IU | 2012 | |\n| โกลว์พลงังาน ซีเอฟบี 1 และ 2 | ถ่านหิน | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 300 | 300 | 300 | 50 | IU | 1999 | |\n| โกลว ์พลงังาน ซีเอฟบี 3 | ถ่านหิน | นิคมอตุ สาหกรรม มาบตาพดุ | GLOW (100%) | 85 | 85 | 85 | 79 | IU | 2010 | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 38, "tags": [ "ก๊าซธรรมชาติ", "(100%)", "นิคมอุตสาหกรรม", "พลังงาน", "การผลิต", "สัดส่วน", "โรงไฟฟ้า", "ถ่านหิน", "ประกอบการ", "อุตสาหกรรม" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 2, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_3e065d1fa88848caaa4a976a04e92252", "content": "โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม แลมกิจการร่วมค้า (ต่อ)\nก าลังการผลิต\nก าลังการผลิต\nก าลังการ\nไฟฟ้าตาม\nผลิตไอน้า\nก าลังการผลิต\nไฟฟ้าตาม\nปรมเภท\nสัดส่วน\nสัดส่วน\nสถานที่ตั้ง\nไฟฟ้าติดตั้งสูงสุด\nโรงไฟฟ้า\nตามสัดส่วน\nลูกค้า\nCOD\nสัดส่วน\nการถือหุ้นที่เชื้อเพลิง\nการถือหุ้น\nการถือหุ้น\n(MW)\nการถือหุ้น\nด าเนินการแล้ว\n(ตัน/ชั่วโมง)\n(MW)\n(MW)\nเขตประกอบการ\n122.4\n153\nก๊าซธรรมชาติอุตสาหกรรม\nGPSC (51%)\n240\n122.4\nEGAT/IU\n2015,2017\nIRPC-CP ระยะที่ 1 - 2\nไออาร์พีซีเขตประกอบการ\nก๊าซธรรมชาติอุตสาหกรรม\nGPSC (51%)\n70\n35.7\n35.7\n-\nIU\n2024\nIRPC-CP CHP 3\nไออาร์พีซีเขตส่งเสริม\nก๊าซธรรมชาติอุตสาหกรรม\nGPSC (30%)\n185\n56\n56\n12\nEGAT/IU\n2016,2020\nNNEG ระยะที่ 1 - 2\nนวนคร\nเขตส่งเสริม\nNNEG ระยะที่ 3\nก๊าซธรรมชาติอุตสาหกรรม\nGPSC (30%)\n30\n9\n-\n1.59\nIU\n2026\n(ด าเนินการเชิงพาณิชย์ใน\nนวนคร\nเดือนเมษายน 2569)\nนิคมอุตสาหกรรม\n29.25\n5\nก๊าซธรรมชาติ\nGPSC (25%)\n117\n29.25\nEGAT/IU\n2013\nBIC-1\nบางปะอิน\nนิคมอุตสาหกรรม\n29.25\n5\nก๊าซธรรมชาติ\nGPSC (25%)\n117\n29.25\nEGAT/IU\n2017\nBIC-2\nบางปะอิน\n2,807\nรวมก าลังการผลิต SPP\n2,329\n2,320\n3,119\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ\nRayong Waste to Energy\nRDF\nระยอง\nGPSC (100%)\n9.8\n9.8\n9.8\n-\nPEA\n2021\n(WTE)\nพลังงาน\nจันทบุรี\nGPSC (100%)\n5\n5\n5\n-\nPEA\n2016\nGETZ (Solar)\nแสงอาทิตย์พลังงาน\nพิจิตร สุพรรณบุรี\nGPSC (100%)\n-\nPEA\n2014-15\nGRP (NPS,WXA,PPS)\n40\n40\n40\nแสงอาทิตย์ลพบุรีขอนแก่น\nพลังงาน\nไต้หวัน\nGPSC (90%)\n-\nTaiPower\nGRP1 (Sheng Yang)\n56\n50\n50\n2016-21\nแสงอาทิตย์พลังงาน\nAEPL\n2018-30\nCentral and State\nอินเดีย\nGPSC (40%)\n22,242\n8,875\n2,820\n-\nแสงอาทิตย์\nGov. and C&I\n(Renewable Energy Platform)\n(รายละเอียดหน้า 39)\nพลังงานน้า\nลาว\nGPSC (40%)\n65\n26\n26\n-\nEDL\n2019\nNL1PC\nCFXD (Offshore wind farm)\nพลังงานลม\nไต้หวัน\nGPSC (25%)\n595\n149\n149\n-\nTaiPower\n2022-25\nพลังงาน\nนครราชสีมา\nGPSC (50%)\n24\n12\n-\n-\nPEA\n2028-2030\nHelios 3 – 4\nแสงอาทิตย์พลังงาน\nGPSC Gr.\nPrivate PPA\n50\n50\n46\n-\nIU\n2012-27\nโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แสงอาทิตย์\n(100%)\n(กลุ่มจีพีเอสซี)\nจ านวนหลายแห่ง\nรวมก าลังการผลิต VSPP แลมอื่นๆ\n3,146\n-\n23,087\n9,217\nอื่นๆ\nกากน้ามัน\nERU\n2029\n(Petroleum\nชลบุรี\nGPSC (100%)\n250\n250\n-\n175\nThai Oil PLC\n(ก าลังก่อสร้าง)\n(รายละเอียดหน้า 39)\nPitch)\n250\n250\n-\n175\nรวม ERU\n30,354\n3,294\nรวม\n13,666\n7,336\n\nตารางที่ 12 : โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม แลมกิจการร่วมค้า (ต่อ)\n\nหมายเหตุ:\n- ข้อมูล ณ วันที่ 31 มีนาคม 2569\n- ก าลังการผลิตตามสัดส่วนการถือหุ้น รวมถึงการถือหุ้นร้อยละ 100 ใน GLOW, Private PPA and ERU\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n39\n\n| โรงไฟฟ้า | ปรมเภท เชือ้ เพลิง | สถานทตี่ งั้ | สัดส่วน การถือหนุ้ | กา ลังการผลิต ไฟฟ้าตดิ ตงั้สูงสุด (MW) | กา ลังการผลิต ไฟฟ้าตาม สัดส่วน การถือหนุ้ (MW) | กา ลังการผลิต ไฟฟ้าตาม สัดส่วน การถือหุน้ ที่ ดา เนินการแล้ว (MW) | กา ลังการ ผลิตไอน ้า ตามสัดส่วน การถือหนุ้ (ตนั /ช่ัวโมง) | ลูกค้า | COD |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| IRPC-CP ระยะที่ 1 - 2 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตประกอบการ อตุ สาหกรรม ไออารพ์ ีซี | GPSC (51%) | 240 | 122.4 | 122.4 | 153 | EGAT/IU | 2015, 2017 |\n| IRPC-CP CHP 3 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตประกอบการ อตุ สาหกรรม ไออารพ์ ีซี | GPSC (51%) | 70 | 35.7 | 35.7 | - | IU | 2024 |\n| NNEGระยะที่ 1 - 2 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตสง่เสริม อตุ สาหกรรม นวนคร | GPSC (30%) | 185 | 56 | 56 | 12 | EGAT/IU | 2016, 2020 |\n| NNEGระยะที่ 3 (ดา เนินการเชิงพาณิชยใ์น เดือนเมษายน 2569) | ก๊าซธรรมชาติ | เขตสง่เสริม อตุ สาหกรรม นวนคร | GPSC (30%) | 30 | 9 | - | 1.59 | IU | 2026 |\n| BIC-1 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม บางปะอิน | GPSC (25%) | 117 | 29.25 | 29.25 | 5 | EGAT/IU | 2013 |\n| BIC-2 | ก๊าซธรรมชาติ | นิคมอตุ สาหกรรม บางปะอิน | GPSC (25%) | 117 | 29.25 | 29.25 | 5 | EGAT/IU | 2017 |\n| รวมกา ลังการผลิต SPP | | | | 2,807 | 2,329 | 2,320 | 3,119 | | |\n| โรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ | | | | | | | | | |\n| Rayong Wasteto Energy (WTE) | RDF | ระยอง | GPSC (100%) | 9.8 | 9.8 | 9.8 | - | PEA | 2021 |\n| GETZ (Solar) | พลงังาน แสงอาทิตย์ | จนั ทบรุี | GPSC (100%) | 5 | 5 | 5 | - | PEA | 2016 |\n| GRP (NPS,WXA,PPS) | พลงังาน แสงอาทิตย์ | พิจิตร สพุ รรณบรุี ลพบรุี ขอนแก่น | GPSC (100%) | 40 | 40 | 40 | - | PEA | 2014-15 |\n| GRP1 (Sheng Yang) | พลงังาน แสงอาทิตย์ | ไตห้ วนั | GPSC (90%) | 56 | 50 | 50 | - | TaiPower | 2016-21 |\n| AEPL (Renewable Energy Platform) | พลงังาน แสงอาทิตย์ | อินเดีย | GPSC (40%) | 22,242 | 8,875 | 2,820 | - | Central and State Gov. and C&I | 2018-30 (รายละเอียดหนา้ 39) |\n| NL1PC | พลงังานนา ้ | ลาว | GPSC (40%) | 65 | 26 | 26 | - | EDL | 2019 |\n| CFXD (Offshore wind farm) | พลงังานลม | ไตห้ วนั | GPSC (25%) | 595 | 149 | 149 | - | TaiPower | 2022-25 |\n| Helios 3–4 | พลงังาน แสงอาทิตย์ | นครราชสีมา | GPSC (50%) | 24 | 12 | - | - | PEA | 2028-2030 |\n| Private PPA (กลมุ่ จีพีเอสซี) | พลงังาน แสงอาทิตย์ | โรงไฟฟา้พลงังานแสงอาทติย์ จา นวนหลายแหง่ | GPSC Gr. (100%) | 50 | 50 | 46 | - | IU | 2012-27 |\n| รวมกา ลังการผลิต VSPP แลมอื่นๆ | | | | 23,087 | 9,217 | 3,146 | - | | |\n| อื่นๆ | | | | | | | | | |\n| ERU (กา ลงัก่อสรา้ ง) | กากนา ้ มนั (Petroleum Pitch) | ชลบรุี | GPSC (100%) | 250 | 250 | - | 175 | Thai Oil PLC | 2029 (รายละเอียดหนา้ 39) |\n| รวม ERU | | | | 250 | 250 | - | 175 | | |\n| รวม | | | | 30,354 | 13,666 | 7,336 | 3,294 | | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 39, "tags": [ "ก๊าซธรรมชาติ", "แสงอาทิตย์", "การผลิต", "(100%)", "สัดส่วน", "พลังงาน", "โรงไฟฟ้า", "ถือหุ้น", "บริษัท", "ประกอบการ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 2, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_b2242f9e78f145ed9585af5ddd128158", "content": "สรุปปัจจัยที่มีผลต่อรายได้ปัจจัยหลักที่ส่งผลกรมทบต่อรายได้โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสรม (IPP)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย (%)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าศรีราชา\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nปริมา การขายไฟฟ้า (GWh)\nปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าศรีราชา\nปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ\nรวม ปริมา การขายไฟฟ้า\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nปริมาณการขายไฟฟ้า\nปริมาณการขายไฟฟ้าของ GPSC (GWh)\nปริมาณการขายไฟฟ้าของ GLOW (GWh)\nรวมปริมา ขาย (GWh)\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย\nราคาขายไฟฟ้ารวมเฉลี่ย (บาท/kWh)\nปริมา การขายไอน้ารวม\nปริมาณการขายไอน้าของ GPSC (พันตัน)\nปริมาณการขายไอน้าของ GLOW (พันตัน)\nปริมา การขายไอน้ารวม (พันตัน)\nราคาขายไอน้าเฉลี่ย\nราคาขายไอน้ารวมเฉลี่ย (บาท/ตัน)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอื่นๆ\nไฟฟ้า\nปริมาณการขายไฟฟ้า (GWh)\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh)\nน้าเย็น\nปริมาณการขายน้าเย็น (พันตันความเย็น)\nราคาขายน้าเย็นเฉลี่ย (บาท/ตันความเย็น)\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nQ1/68\nQ4/68\nQ1/69\nYoY\nQoQ\n\n100%\n-\n-\n-\n-\n100%\n96%\n77%\n(23%)\n(20%)\n97%\n98%\n4%\n(96%)\n(96%)\n276\n-\n-\n(100%)\n-\n18\n445\n196\n989%\n(56%)\n940\n1,335\n62\n(93%)\n(95%)\n95\n105\n164\n73%\n56%\n1,329\n1,885\n422\n(68%)\n(78%)\n3.69\n2.73\n3.35\n(9%)\n23%\n\n1,226\n1,192\n1,233\n0.6%\n3%\n2,013\n1,844\n1,887\n(6%)\n0.2%\n3,229\n3,036\n3,120\n(3%)\n3%\n3.58\n3.24\n3.29\n(8%)\n1%\n1,535\n1,524\n1,714\n12%\n12%\n1,808\n1,889\n1,915\n6%\n1%\n3,343\n3,413\n3,629\n9%\n6%\n1,283\n1,147\n1,169\n(9%)\n2%\n\n60\n59\n60\n-\n2%\n4.94\n4.71\n4.81\n(3%)\n2%\n0.5%\n5,251\n5,196\n5,276\n2%\n7.79\n8.65\n7.33\n(6%)\n(15%)\nตารางที่ 13 : ปัจจัยที่มีผลต่อรายได้\n\n40\n\n| ปัจจัยหลักทสี่ ่งผลกรมทบต่อรายได้ | Q1/68 | Q4/68 | Q1/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอสิ รม (IPP) | | | | | |\n| อัตราค่าความพร้อมจ่าย (%) | | | | | |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟ้าศรีราชา | 100% | - | - | - | - |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟ้าโกลวไ์อพีพี | 100% | 96% | 77% | (23%) | (20%) |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟ้าเก็คโค-่วนั | 97% | 98% | 4% | (96%) | (96%) |\n| ปริมา การขายไฟฟ้า (GWh) | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าศรีราชา | 276 | - | - | (100%) | - |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าโกลวไ์อพีพี | 18 | 445 | 196 | 989% | (56%) |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าเก็คโค-่วนั | 940 | 1,335 | 62 | (93%) | (95%) |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าหว้ ยเหาะ | 95 | 105 | 164 | 73% | 56% |\n| รวม ปริมา การขายไฟฟ้า | 1,329 | 1,885 | 422 | (68%) | (78%) |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย | | | | | |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉล่ยี (บาท/kWh) | 3.69 | 2.73 | 3.35 | (9%) | 23% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟ้าของ GPSC (GWh) | 1,226 | 1,192 | 1,233 | 0.6% | 3% |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟ้าของ GLOW (GWh) | 2,013 | 1,844 | 1,887 | (6%) | 0.2% |\n| รวมปริมา ขาย (GWh) | 3,229 | 3,036 | 3,120 | (3%) | 3% |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย | | | | | |\n| ราคาขายไฟฟ้ารวมเฉล่ยี (บาท/kWh) | 3.58 | 3.24 | 3.29 | (8%) | 1% |\n| ปริมา การขายไอนา ้ รวม | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไอนา ้ ของ GPSC (พนั ตนั ) | 1,535 | 1,524 | 1,714 | 12% | 12% |\n| ปรมิ าณการขายไอนา ้ ของ GLOW (พนั ตนั ) | 1,808 | 1,889 | 1,915 | 6% | 1% |\n| ปริมา การขายไอนา ้ รวม (พันตัน) | 3,343 | 3,413 | 3,629 | 9% | 6% |\n| ราคาขายไอนา ้ เฉลี่ย | | | | | |\n| ราคาขายไอนา ้ รวมเฉล่ยี (บาท/ตนั ) | 1,283 | 1,147 | 1,169 | (9%) | 2% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แลมอนื่ ๆ | | | | | |\n| ไฟฟ้า | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ (GWh) | 60 | 59 | 60 | - | 2% |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉล่ยี (บาท/kWh) | 4.94 | 4.71 | 4.81 | (3%) | 2% |\n| นา ้ เย็น | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายนา ้ เย็น (พนั ตนั ความเย็น) | 5,251 | 5,196 | 5,276 | 0.5% | 2% |\n| ราคาขายนา ้ เย็นเฉล่ยี (บาท/ตนั ความเย็น) | 7.79 | 8.65 | 7.33 | (6%) | (15%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 40, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ราคาขาย", "ปริมาณ", "เฉลี่ย", "ผู้ผลิต", "ความพร้อม", "พันตัน", "รายได้", "ศรีราชา", "ขนาดเล็ก" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p040_c1", "page": 40, "rel_path": "GPSC/2569/Q1/p040_c1.png", "width": 542, "height": 252, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q1/p040_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_1_financial_explanation_e7b2ff05aced42ffb000013360e9f6e8", "content": "Q3/2020\nIR Contact:\n+662 140 4600\nir@gpscgroup.com\nwww.gpscgroup.com", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 41, "tags": [ "Contact", "@gpscgroup.com", ".gpscgroup.com" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 0 } } ] }