สรุปงบการเงิน

{ "documents": [ { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_30e078de49b643fbb5be6f307400f324", "content": "MD&A\nQ\n2\n/\n2569\n\nคำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n\nSMART ENERGY FOR EVOLVING LIFE", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "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_2_financial_explanation_8b34435de27f40618f064077ff677fc6", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจในไตรมาสที่ 2 ปี 2569\nราคาก๊าซธรรมชาติ: ราคาก๊าซธรรมชาติส าหรับกิจการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Pool Gas ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ 345 บาทต่อล้านบีทียูเพิ่มขึ้นร้อยละ 27 จากค่าเฉลี่ย 271 บาทต่อล้านบีทียูในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 โดยมีสาเหตุส าคัญจากราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญตั้งแต่เดือนมีนาคม 2569 อัน เป็นผลจากสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกากับสาธารณรัฐอิสลามอิหร่านในภูมิภาคตะวันออกกลาง ซึ่งส่งผล กระทบต่อการผลิตก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวเปอร์เซีย และท าให้การขนส่งพลังงานผ่านช่องแคบฮอร์มุสซึ่งเป็นเส้นทางขนส่ง พลังงานที่ส าคัญของโลก เผชิญข้อจ ากัดอย่างต่อเนื่อง โดยปกติช่องแคบฮอร์มุสรองรับการขนส่ง LNG คิดเป็นประมาณร้อยละ 20 ของปริมาณการค้า LNG ทั่วโลก และกว่าร้อยละ 80 ของปริมาณดังกล่าวมีปลายทางอยู่ในภูมิภาคเอเชีย ข้อจ ากัดด้านการ ขนส่งดังกล่าวจึงส่งผลให้ปริมาณ LNG ในตลาดเอเชียตึงตัว และท าให้ราคา LNG ตลาดจร (Spot LNG) เมื่อเดือนมีนาคม ปี 2569 ปรับเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ประมาณ 18–20 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูจากระดับประมาณ 10–11 ดอลลาร์สหรัฐ ต่อล้านบีทียูช่วงเดือนกุมภาพันธ์ปี 2569 ก่อนเกิดสถานการณ์ความขัดแย้ง นอกจากนี้ประเทศไทยอยู่ในช่วงฤดูร้อน และมีสภาพอากาศร้อนกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.2 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ขณะที่ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.5 (ที่มา:ส านักงาน นโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน) ประกอบกับต้นทุน LNG น าเข้าที่อยู่ในระดับสูง จึงส่งผลให้ราคา Pool Gas ในไตร มาสที่ 2 ปี 2569 ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ในช่วงระดับราคา 325 – 360 บาทต่อล้านบีทียูราคาถ่านหิน: ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ดัชนีราคาถ่านหิน (อ้างอิง Newcastle Coal: NEWC) มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 136 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 13 จากค่าเฉลี่ย 120 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันในไตรมาสที่ 1 ปี2569 โดยมีปัจจัยสนับสนุนส าคัญจากแนวโน้มอุปทานถ่านหินในตลาดโลกที่ตึงตัวมากขึ้น ประกอบกับความต้องการใช้ถ่านหิน เพื่อผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นในหลายประเทศในภูมิภาคเอเชีย โดยประเทศอินโดนีเซียซึ่งเป็นหนึ่งในผู้ส่งออกถ่านหินราย ส าคัญของโลก ได้เพิ่มความเข้มงวดในการก ากับดูแลการส่งออกสินค้าโภคภัณฑ์ผ่านหน่วยงาน Danantara Sumberdaya Indonesia (DSI) เพื่อยกระดับการตรวจสอบข้อมูลการส่งออกและป้องกันการส าแดงราคาส่งออกต่ากว่าความเป็นจริงโดยเริ่ม เข้าสู่ช่วงเปลี่ยนผ่านตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2569 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2569 ซึ่งผู้ส่งออกยังสามารถด าเนินการตามกลไกเดิม แต่ต้องรายงานเอกสารการส่งออกผ่านระบบที่ก าหนด ก่อนมีเป้าหมายบังคับใช้ระบบอย่างเต็มรูปแบบในปี 2570 ทั้งนี้เนื่องจาก รายละเอียดและขั้นตอนภายใต้ระบบใหม่ยังอยู่ระหว่างการประเมินและปรับปรุง ดังนั้นจากความไม่ชัดเจนของขั้นตอนการ ส่งออกในช่วงเปลี่ยนผ่าน รวมถึงโครงสร้างค่าธรรมเนียมและต้นทุนในการปฏิบัติตามข้อก าหนดของ DSI ที่ยังไม่ได้ข้อสรุป อาจ ท าให้ผู้ส่งออกชะลอการด าเนินธุรกรรมหรือเผชิญความล่าช้าในการขนส่ง ส่งผลให้อุปทานถ่านหินในตลาดตึงตัวเป็นการ ชั่วคราวนอกจากนี้สถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกากับสาธารณรัฐอิสลามอิหร่านในภูมิภาคตะวันออกกลาง ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวสูงขึ้น หลายประเทศในภูมิภาคเอเชียจึงปรับเพิ่มการใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า เพื่อทดแทน LNG เพื่อลดผลกระทบจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น ส่งผลให้ความต้องการถ่านหินในตลาดเพิ่มขึ้น และเป็นอีกปัจจัย ที่สนับสนุนให้ราคาถ่านหินปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสดังกล่าว\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 2", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 2, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "ถ่านหิน", "ก๊าซธรรมชาติ", "ไตรมาส", "ร้อยละ", "การผลิต", "บีทียู", "ภูมิภาค", "ปริมาณ", "ประเทศ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 30, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_101bec8b2d78472e8a3d3bb5e3a824c2", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจในไตรมาสที่ 2 ปี 2569\nความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศ: ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ (Peak Demand ในระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้า) อยู่ที่ 36,759 เมกะวัตต์ (เดือนเมษายน 2569) เพิ่มขึ้นร้อยละ 5 จากระดับ 34,881 เมกะ วัตต์(เดือนมีนาคม 2569) ซึ่งเป็นระดับสูงสุดของไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และเพิ่มขึ้นร้อยละ 6 เมื่อเทียบกับระดับ 34,620 เมกะวัตต์ (เดือน เมษายน 2568) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 การเพิ่มขึ้นดังกล่าวมีสาเหตุส าคัญจากปัจจัยด้านฤดูกาล เนื่องจาก ไตรมาสที่ 2 เป็นช่วงฤดูร้อนของประเทศไทย ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยเฉพาะจากการใช้อุปกรณ์ปรับอากาศ ปรับตัวเพิ่ม สูงขึ้น นอกจากนี้ในช่วงเดือนมกราคมถึงมิถุนายน 2569 ประเทศไทยมีสภาพอากาศร้อนและมีปริมาณฝนต่ากว่าปีก่อน โดย ปริมาณฝนสะสมต่ากว่าค่าเฉลี่ยในรอบ 10 ปีประมาณร้อยละ 9 ซึ่งเป็นอีกปัจจัยที่สนับสนุนให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นทั้งนี้ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่ระดับ 36,759 เมกะวัตต์ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อยู่ใกล้เคียงกับสถิติสูงสุดของประเทศที่ระดับ 36,792 เมกะวัตต์ซึ่งเกิดขึ้นในเดือนพฤษภาคม 2567 สะท้อนให้เห็นถึงแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศที่อยู่ในระดับสูง โดยได้รับแรงสนับสนุนจากสภาพอากาศที่ร้อนขึ้น ตลอดจนการขยายตัวของกิจกรรมทางเศรษฐกิจและการใช้ไฟฟ้าในทุกภาคส่วน อัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ: ณ สิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อยู่ที่ระดับ 33.27 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ อ่อนค่าลงประมาณร้อยละ 1 เมื่อเปรียบเทียบกับสิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 32.84 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ โดยทิศทางการอ่อนค่าของเงินบาทสอดคล้องกับสกุลเงินส่วนใหญ่ในภูมิภาค และมีปัจจัยหลักจากการแข็งค่าของเงิน ดอลลาร์สหรัฐ และการเคลื่อนย้ายเงินทุนระหว่างประเทศยังเป็นอีกปัจจัยที่กดดันค่าเงินบาท โดยในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีเงิน ลงทุนของนักลงทุนต่างชาติไหลออกสุทธิจากตลาดการเงินไทยประมาณ 0.31 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ เทียบกับเงินทุนไหลเข้าสุทธิ 1.65 พันล้านดอลลาร์สหรัฐในไตรมาสก่อนหน้า ทั้งนี้มีเงินทุนไหลออกสุทธิจากตลาดตราสารทุนประมาณ 0.37 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ สอดคล้องกับภาวะหลีกเลี่ยงความเสี่ยงจากสถานการณ์ความขัดแย้ง และแรงขายท าก าไรในหุ้นกลุ่มเทคโนโลยีขณะที่ตลาด ตราสารหนี้มีเงินทุนไหลเข้าสุทธิเล็กน้อยประมาณ 0.06 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ โดยเป็นการไหลออกจากตราสารหนี้ระยะสั้น ประมาณ 0.52 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ ในขณะที่ไหลเข้าสู่ตราสารหนี้ระยะยาวประมาณ 0.58 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ (ที่มา: ธนาคาร แห่งประเทศไทย) โดยในช่วงต้นไตรมาสค่าเงินบาทเคลื่อนไหวอยู่ในกรอบจ ากัดจากความไม่แน่นอนของสถานการณ์ความขัดแย้ง ในตะวันออกกลาง ซึ่งส่งผลให้นักลงทุนลดการถือครองสินทรัพย์เสี่ยง อย่างไรก็ตาม ในช่วงปลายไตรมาสค่าเงินบาทอ่อนค่าลง ชัดเจนขึ้นตามการแข็งค่าของเงินดอลลาร์สหรัฐ จากการคาดการณ์ว่าธนาคารกลางสหรัฐอาจด าเนินนโยบายการเงินใน ทิศทางเข้มงวดมากขึ้น\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่เมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ: ณ สิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อยู่ที่ระดับ 31.85 ดอลลาร์ไต้หวันใหม่ต่อดอลลาร์สหรัฐ แข็งค่าขึ้นประมาณร้อยละ 0.5 เมื่อเปรียบเทียบกับสิ้นไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ซึ่งอยู่ที่ 32.00 ดอลลาร์ไต้หวันใหม่ต่อดอลลาร์สหรัฐ โดยได้รับแรงสนับสนุนจากการส่งออกของไต้หวันที่ขยายตัวในระดับสูง โดยเฉพาะสินค้าอิเล็กทรอนิกส์เซมิคอนดักเตอร์และผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับปัญญาประดิษฐ์และศูนย์ข้อมูล ส่งผลให้ผู้ส่งออกมีรายรับสกุลดอลลาร์สหรัฐเพิ่มขึ้นและทยอยแลกกลับเป็นเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่อย่างไรก็ตาม การแข็ง ค่าของเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่เป็นไปอย่างจ ากัด เนื่องจากในช่วงปลายไตรมาสเงินดอลลาร์สหรัฐกลับมาแข็งค่าตามการ คาดการณ์นโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐที่เข้มงวดขึ้น ประกอบกับการไหลออกของเงินทุนต่างชาติจากตลาดหุ้นไต้หวัน\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 3", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 3, "tags": [ "ไตรมาส", "ดอลลาร์สหรัฐ", "ความต้องการ", "ประเทศ", "เพิ่มขึ้น", "ร้อยละ", "เงินทุน", "ดอลลาร์ไต้หวัน", "แข็งค่า", "ตราสาร" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 30, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_b4320d7b3f174ae78a6e4dae358b8ba5", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nผลประกอบการไตรมาสที่ 2 ปี 2569 และงวด 6 เดือน ปี 2569\nผลประกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,819 ล้านบาท เพิ่มขึ้น100 ล้าน บาทหรือร้อยละ 6 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 สาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรขั้นต้น จ านวน 5,775 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 901 ล้านบาทหรือร้อยละ 18 เนื่องจาก โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสระ (IPP) มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้นจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่า ความพร้อมจ่ายเพิ่มขึ้นเนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ในสถานะพร้อมจ่ายไฟฟ้าและสามารถรองรับการเรียกรับไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่าย ผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เต็มไตรมาสในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม แผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายเพิ่มขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1ปี 2569มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงาน จ านวน 18 วัน ขณะที่โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรขั้นต้นลดลง สาเหตุหลักมาจากส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงปรับตัวลดลง เนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูงกว่าการปรับเพิ่มขึ้นของค่า Ftอย่างไรก็ตามการปรับเพิ่มขึ้นของ ค่า Ftสามารถบรรเทาผลกระทบจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นได้บางส่วน รวมทั้งในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ มีการรับรู้รายได้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้า ต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ขณะที่ในไตรมาสที่ 2ปี 2569ไม่มีรายการดังกล่าว อย่างไรก็ตามปริมาณการขายไฟฟ้าและ ไอน้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ทั้งมีค่าใช้จ่ายคงที่เพิ่มขึ้นสาเหตุหลักจากค่าซ่อม บ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา รายได้และค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 285ล้านบาท เพิ่มขึ้น 244 ล้านบาทหรือร้อยละ 595สาเหตุหลักมาจากในไตรมาสที่ 1ปี 2569มีการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงาน จากการเปลี่ยนอุปกรณ์เครื่องจักรที่ท าให้ประสิทธิภาพดีขึ้น ขณะที่ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ไม่มีรายการดังกล่าว ต้นทุนทาง การเงิน จ านวน 1,109 ล้านบาท ลดลง 28 ล้านบาทหรือร้อยละ 2 จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง เงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า จ านวน 171 ล้านบาท ลดลง 220ล้านบาทหรือร้อยละ 56สาเหตุหลักเนื่องจาก XPCL ผลประกอบการลดลงเนื่องจาก ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการรับรู้ก าไร จากการปรับมูลค่าตามวิธีอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริงจ านวน 204 ล้านบาท ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงิน ที่มีต้นทุนทางการเงินลดลงและการขยายระยะเวลาช าระคืนเงินกู้ทั้งนี้หากไม่รวมรายการดังกล่าว ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุน ใน XPCL ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 จะเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากผลการด าเนินงานที่ดีขึ้นตามปริมาณการผลิต ไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น CFXD ผลประกอบการปรับตัวลดลงตามปัจจัยฤดูกาล AEPL ผลประกอบการปรับตัว เพิ่มขึ้นจากปัจจัยฤดูกาล ประกอบกับมีโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 68ล้านบาท ลดลง 158ล้านบาทหรือร้อยละ 70สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง จากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนใน โครงการ CFXD เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่าลดลง ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย จ านวน 2,368ล้านบาท เพิ่มขึ้น 96ล้าน บาทหรือร้อยละ 4 โดยมีสาเหตุหลักจากค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าห้วยเหาะที่เพิ่มขึ้นตามปริมาณการผลิต ภายใต้วิธีคิดค่า เสื่อมราคาแบบหน่วยผลผลิต (Unitof Production)รวมถึงค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันจากงานซ่อมบ ารุงใหญ่(Major Overhaul) ซึ่งเป็นไปตามแผนการซ่อมบ ารุง เพื่อเสริมสร้างประสิทธิภาพและความพร้อมในการเดินเครื่องในระยะยาว ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร จ านวน 562ล้านบาท เพิ่มขึ้น 73ล้านบาทหรือร้อยละ 15สาเหตุหลักมาจากเงินบริจาคเพื่อ สนับสนุนทางการศึกษาสถาบันวิทยสิริเมธีและโรงเรียนก าเนิดวิทย์ร่วมกับกลุ่ม ปตท. และค่าใช้จ่ายในการพัฒนนาธุรกิจ ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 135ล้านบาท เพิ่มขึ้น 62ล้านบาทหรือร้อยละ 70สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกรายการสัญญาซื้อขายล่วงหน้า และการกลับ รายการส ารองหนี้สิน ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ในไตรมาสดังกล่าวอยู่ในระดับต่ากว่าปกติส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจ ควบคุม กลับเข้าสู่ระดับปกติในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ซึ่งส่วนได้เสียดังกล่าวเป็นยอดบวกจาก ผลขาดทุนของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 4", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 4, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "ไตรมาส", "โรงไฟฟ้า", "ร้อยละ", "สาเหตุ", "ค่าใช้จ่าย", "ปริมาณ", "ผลประกอบการ", "รายได้", "รายการ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 37, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_0ab71a25295741c2893916572ea9bda7", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nผลประกอบการไตรมาสที่ 2 ปี 2569 และงวด 6 เดือน ปี 2569 (ต่อ)\nผลประกอบการของบริษัทฯ งวด 6 เดือนปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 3,538 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 379 ล้านบาทหรือร้อยละ 12 เมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 2,245ล้าน บาท ลดลง 428 ล้านบาทหรือร้อยละ 16 จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง ก าไรขั้นต้น จ านวน 10,649 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 278 ล้านบาทหรือร้อยละ 3 เนื่องจาก โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้น สาเหตุหลักมาจากส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนหลักจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติและถ่านหินที่ลดลง แม้ว่าจะ ถูกชดเชยบางส่วนจากการปรับลดลงของค่า Ft ในขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ มีการรับรู้รายได้ค่า MinimumTakeor-Pay(MTOP)ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่า ตามสัญญา ประกอบกับปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า อย่างไรก็ตาม ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์เอสพีพีสาม (“GSPP3”) กับกฟผ. หมดอายุในเดือนมีนาคม 2568 และโรงไฟฟ้าโกลว์เอสพีพีสิบเอ็ด ระยะที่ 1(“GSPP11Phase1”)กับกฟผ. หมดอายุใน เดือนตุลาคม 2568 โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้นสาเหตุหลักมาจาก โรงไฟฟ้าขยะ RDF รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ GRP รายได้เพิ่มขึ้นตามความเข้มแสงที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามฤดูกาล โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสระ (IPP) มีก าไรขั้นต้นลดลงจาก โรงไฟฟ้าเก็ค โค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุง ประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่า เชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy Margin) ปรับตัวดีขึ้น จากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลง ตามจ านวนวัน ด าเนินการผลิตที่ลดลงและการบริหารจัดการถ่านหินอย่างมีประสิทธิภาพ โรงไฟฟ้าศรีราชา ค่าความพร้อมจ่ายปรับตัวลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18 วัน ประกอบกับ ค่าใช้จ่ายคงที่เพิ่มขึ้นสาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา ขณะที่โรงไฟฟ้าห้วย เหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. รายได้และค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 326ล้านบาท ลดลง 209ล้าน บาทหรือร้อยละ 39สาเหตุหลักมาจากในไตรมาสที่ 1ปี 2569มีการพิจารณาปรับลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงานจาก การเปลี่ยนอุปกรณ์เครื่องจักรที่ท าให้ประสิทธิภาพดีขึ้น เงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและ การร่วมค้า จ านวน 562ล้านบาท ลดลง 147ล้านบาทหรือร้อยละ 21สาเหตุหลักเนื่องจาก เงินปันผลรับ จ านวน 5ล้านบาท ลดลง 40 ล้านบาทหรือร้อยละ 90 สาเหตุหลักมาจากเงินปันผลรับของ RPCL ลดลง เนื่องจากบริษัทฯ ได้เปลี่ยนสถานะของ RPCLจากเงินลงทุนในตราสารทุนเป็นบริษัทร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่มีการบันทึกรับเงิน ปันผลตั้งแต่เดือน ธันวาคม 2568 เป็นต้นไป CFXD ผลประกอบการลดลง เนื่องจากผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ซึ่งปรับลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน อย่างไรก็ตาม ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิต ไฟฟ้า (WindTurbine Generator:WTG)ขณะที่ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน AEPL ผล ประกอบการลดลงเนื่องจาก บริษัทรับรู้รายได้ทางภาษีซึ่งรับรู้เป็นขาดทุนในปี 2564 จากการไถ่ถอนตราสารหนี้ก่อนก าหนดในปี 2564 ในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 หากไม่รวมรายการดังกล่าว ในครึ่งปีแรกของปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับครึ่งปีแรก ของปี 2568 จากรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ XPCL ผลประกอบการดีขึ้น เนื่องจากปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น ตามปริมาณน้าที่สูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน ประกอบกับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้ก าไรจากรายการพิเศษจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง (Effective InterestRate:EIR) ซึ่งเป็นผลจาก การรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงินที่มีต้นทุนทางการเงินลดลง รวมถึงการปรับขยายระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 208 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 152ล้านบาทหรือร้อยละ 271สาเหตุหลักเนื่องจากในปี2568บริษัทฯมีการบันทึกสินทรัพย์ภาษีเงินได้รอตัดบัญชีเพิ่มขึ้นจากการปรับปรุงการบันทึกบัญชีสัญญาเช่าทางการเงินตามมาตรฐาน TFRS16 ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้อยู่ในระดับต่ากว่าปกติ GPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 5", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 5, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "โรงไฟฟ้า", "ไตรมาส", "บริษัทฯ", "สาเหตุ", "รายได้", "ร้อยละ", "การรับรู้", "ปริมาณ", "บริษัท" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 41, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_9a75b03029514d8ba0dfbd2ea2256b2c", "content": "บทสรุปผู้บริหาร\nผลประกอบการ ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 และงวด 6 เดือน ปี 2569\nหน่วย (ล้านบาท)\nQ2/68\nรายได้รวม\n22,476\nรายได้จากการขาย\n22,462\nEBITDA\n4,666\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่\n2,019\nก าไรต่อหุ้น (หน่วย : บาท)\n0.72\nก าไรจากการด าเนินการปกติก่อนผล\nจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้น\n2,117\nจริง และมูลค่าตัดจ าหน่ายจากการเข้า\nซื้อ GLOW\n273\nอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง\nค่าตัดจ าหน่ายมูลค่ายุติธรรมของ\n(371)\nสินทรัพย์สุทธิที่ได้จากการเข้าซื้อ GLOW\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\n+/(-) YoY\n+/(-) QoQ\n+/(-) YoY\n\n16,640\n21,714\n(3%)\n30%\n43,890\n38,354\n(13%)\n16,640\n21,713\n(3%)\n30%\n43,842\n38,353\n(13%)\n4,427\n5,278\n13%\n19%\n9,456\n9,705\n3%\n(10%)\n6%\n12%\n1,719\n1,819\n3,159\n3,538\n0.61\n0.65\n(10%)\n6%\n1.12\n1.25\n12%\n\n(5%)\n13%\n4%\n1,785\n2,019\n3,653\n3,804\n\n218\n81\n(70%)\n63%\n249\n299\n20%\n(284)\n(281)\n24%\n1%\n(743)\n(565)\n24%\n\nตารางที่ 1 : สรุปข้อมูลทางการเงินที่ส าคัญ\nก าไรสุทธิของบริษัทฯ ก่อนอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง และไม่รวมค่าตัดจ าหน่าย คือ ก าไรสุทธิของบริษัทฯ ที่ไม่รวมค่าตัดจ าหน่าย “มูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์สุทธิที่ได้จากการเข้าซื้อกิจการ GLOW” จากการประเมิน\nมูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์สุทธิและการปันส่วนต้นทุนการรวมธุรกิจ โดยค านวณย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 14 มีนาคม 2562\n(วันที่รับรู้ผลประกอบการของ GLOW ในงบการเงินรวม) ซึ่งก าไรสุทธิของบริษัทฯ ที่ไม่รวมอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง และค่าตัดจ าหน่าย (Adjusted Net Income) นี้สามารถสะท้อนให้เห็นถึงผลการด าเนินงานของบริษัทฯ ได้อย่างแท้จริง\nโดยในไตรมาสที่2 ปี 2569 มีผลก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงมีมูลค่า81 ล้านบาท และ\nค่าตัดจ าหน่ายดังกล่าวมีมูลค่าสุทธิรวม 281 ล้านบาท ดังนั้นก าไรสุทธิของบริษัทฯ ก่อนอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้น\nจริง และไม่รวมค่าตัดจ าหน่าย ในไตรมาสที่2 ปี 2569 มีมูลค่า 2,019 ล้านบาท\nขณะที่ในงวด 6 เดือนปี 2569 มีผลก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงมีมูลค่า 299 ล้านบาท และค่าตัด\nจ าหน่ายดังกล่าวมีมูลค่าสุทธิรวม 565ล้านบาท ดังนั้นก าไรสุทธิของบริษัทฯ ก่อนอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง และไม่รวมค่าตัดจ าหน่าย งวด 6 เดือนปี 2569 มีมูลค่า 3,804 ล้านบาท\nทั้งนี้ในส่วนของฐานะการเงิน ณ วันที่ 30 มิถุนายน2569 บริษัทฯ มีสินทรัพย์รวม 260,118 ล้านบาท หนี้สินรวม\n142,548 ล้านบาท ซึ่งเป็นส่วนหนี้สินที่มีดอกเบี้ย 105,207 ล้านบาท สินทรัพย์และหนี้สินลดลงเมื่อเทียบ ณ 31 ธันวาคม\n2568สาเหตุหลักจากเงินสดลดลงจากการช าระคืนเงินกู้ยืมระยะยาว ซึ่งท าให้หนี้สินและหนี้สินที่มีดอกเบี้ยลดลง และบริษัทฯ มีส่วนของผู้ถือหุ้น 117,570 ล้านบาท ท าให้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้นยังคงอยู่ที่ 0.72 เท่า ซึ่งเป็นไปตาม\nนโยบายทางการเงิน\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n6\n\n| หน่วย (ล้านบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) YoY | เปลี่ยนแปลง +/(-) QoQ | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) YoY |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| รายไดร้ วม | 22,476 | 16,640 | 21,714 | (3%) | 30% | 43,890 | 38,354 | (13%) |\n| รายไดจ้ ากการขาย | 22,462 | 16,640 | 21,713 | (3%) | 30% | 43,842 | 38,353 | (13%) |\n| EBITDA | 4,666 | 4,427 | 5,278 | 13% | 19% | 9,456 | 9,705 | 3% |\n| กา ไรสุทธิ –ส่วนของบริษัทใหญ่ | 2,019 | 1,719 | 1,819 | (10%) | 6% | 3,159 | 3,538 | 12% |\n| กา ไรตอ่ หนุ้ (หน่วย: บาท) | 0.72 | 0.61 | 0.65 | (10%) | 6% | 1.12 | 1.25 | 12% |\n| กา ไรจากการดา เนินการปกตกิ ่อนผล จากอัตราแลกเปลี่ยนทยี่ ังไม่เกิดขนึ้ จริง และมูลค่าตัดจา หน่ายจากการเข้า ซือ้ GLOW | 2,117 | 1,785 | 2,019 | (5%) | 13% | 3,653 | 3,804 | 4% |\n| อตั ราแลกเปล่ยี นท่ยี งั ไม่ไดเ้กิดขึน้ จรงิ | 273 | 218 | 81 | (70%) | 63% | 249 | 299 | 20% |\n| คา่ ตดั จา หน่ายมลู คา่ ยตุ ธิ รรมของ สนิ ทรพั ยส์ ทุ ธิท่ไีดจ้ ากการเขา้ ซือ้ GLOW | (371) | (284) | (281) | 24% | 1% | (743) | (565) | 24% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 6, "tags": [ "มูลค่า", "อัตราแลกเปลี่ยน", "เกิดขึ้น", "บริษัทฯ", "หนี้สิน", "สินทรัพย์", "ไตรมาส", "ยุติธรรม", "วันที่", "ผลประกอบการ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 15, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_6d879545c3a84e81bb522293b832aff9", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจและปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569\nภาพรวมเศรษฐกิจไทย: ในปี 2569 มีแนวโน้มทยอยฟื้นตัวอย่างค่อยเป็นค่อยไป หลังจากที่ชะลอตัวในช่วงครึ่งปีแรก โดยใน การประชุมคณะกรรมการนโยบายการเงิน (กนง.) ครั้งที่ 3/2569 เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2569 ได้ปรับเพิ่มประมาณการการ เติบโตทางเศรษฐกิจ ส าหรับปี 2569 ขึ้นมาอยู่ที่ระดับร้อยละ 2.3 จากประมาณการเดิมที่อยู่ที่ร้อยละ 1.5 (การประชุม คณะกรรมการนโยบายการเงิน (กนง.) ครั้งที่ 2/2569 เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2569) และคาดการณ์การเติบโตต่อเนื่องในปี 2570 ที่ร้อยละ 1.8 โดยมีปัจจัยสนับสนุนหลักมาจากการส่งออกสินค้าและการลงทุนภาคเอกชนที่ได้รับแรงส่งจากวัฏจักรอุตสาหกรรม เทคโนโลยีรวมถึงอุปสงค์ที่ขยายตัวในกลุ่มโครงสร้างพื้นฐานด้านดิจิทัล เช่น ปัญญาประดิษฐ์(AI) และศูนย์ข้อมูล (Data Center) นอกจากนี้มาตรการบรรเทาภาระค่าครองชีพของภาครัฐยังเป็นปัจจัยสนับสนุนการบริโภคภาคเอกชนระยะสั้น จากปัจจัยสนับสนุน ดังกล่าว กนง. จึงมีมติคงอัตราดอกเบี้ยนโยบายไว้ที่ร้อยละ 1.00 ต่อปีซึ่งเป็นอัตราดอกเบี้ยที่อยู่ในระดับผ่อนคลาย และเอื้อต่อการ เข้าถึงแหล่งเงินทุนและการบริหารต้นทุนทางการเงินของภาคธุรกิจ ตลอดจนสนับสนุนการลงทุนและการขยายกิจกรรมทางเศรษฐกิจ ซึ่ง อาจช่วยเพิ่มโอกาสทางธุรกิจและส่งผลดีต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของภาคอุตสาหกรรมในระยะต่อไป ประกอบกับผลกระทบจากความ ขัดแย้งในตะวันออกกลางที่ต่ากว่าที่ประเมินไว้ในช่วงแรก โดย ธปท. คาดว่า มูลค่าการส่งออกสินค้าและการลงทุนภาคเอกชนในปี 2569 จะขยายตัวร้อยละ 14.0 และร้อยละ 6.0 ตามล าดับ อย่างไรก็ตาม การขยายตัวของเศรษฐกิจยังมีลักษณะไม่ทั่วถึงและกระจุก ตัวในบางภาคธุรกิจ โดยเฉพาะอุตสาหกรรมเทคโนโลยีและผู้ประกอบการรายใหญ่ขณะที่ธุรกิจขนาดกลางและขนาดย่อม รวมถึง ครัวเรือนกลุ่มเปราะบาง ยังคงเผชิญข้อจ ากัดจากรายได้ที่ฟื้นตัวช้า ภาระหนี้ในระดับสูง และค่าครองชีพที่เพิ่มขึ้น ส่งผลให้การฟื้นตัวของ อุปสงค์ภายในประเทศยังเป็นไปอย่างค่อยเป็นค่อยไป\nส าหรับในด้านการลงทุน การพัฒนนาเทคโนโลยีปัญญาประดิษฐ์ระบบคลาวด์และศูนย์ข้อมูลมีแนวโน้มเป็นแรงขับเคลื่อนส าคัญ ของการลงทุนภาคเอกชนและความต้องการใช้ไฟฟ้าในระยะต่อไป โดยในช่วงครึ่งแรกของปี 2569 มีค าขอรับการส่งเสริมการลงทุน จ านวน 1,299 โครงการ คิดเป็นมูลค่ารวมประมาณ 1.47 ล้านล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 37 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ใน จ านวนดังกล่าวเป็นค าขอรับการส่งเสริมการลงทุนในกิจการดิจิทัลประมาณ 1.12 ล้านล้านบาท ส่วนใหญ่เป็นโครงการศูนย์ข้อมูล โครงสร้างพื้นฐานด้านปัญญาประดิษฐ์บริการรับฝากข้อมูล และบริการคลาวด์สะท้อนถึงศักยภาพของประเทศไทยใน การพัฒนนาเป็นศูนย์กลางโครงสร้างพื้นฐานดิจิทัลของภูมิภาคการขยายตัวของอุตสาหกรรมศูนย์ข้อมูลคาดว่าจะสนับสนุนความต้องการ ใช้ไฟฟ้าในระยะยาว เนื่องจากเป็นกิจการที่ต้องการพลังงานอย่างต่อเนื่องและมีความต้องการใช้พลังงานสะอาดตามเป้าหมายด้านความ ยั่งยืนของผู้ประกอบการระดับโลก จึงเป็นโอกาสต่อการลงทุนในระบบผลิตไฟฟ้า พลังงานหมุนเวียน ระบบกักเก็บพลังงานตลอดจน โครงสร้างพื้นฐานด้านระบบส่งและจ าหน่ายไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม การสร้างประโยชน์ทางเศรษฐกิจจากการลงทุนดังกล่าวอย่างเต็มที่ยัง ขึ้นอยู่กับความเพียงพอของก าลังผลิตและโครงข่ายไฟฟ้า ความพร้อมของพื้นที่ระบบสื่อสารและการบริหารจัดการน้า รวมถึง ความสามารถในการพัฒนนาบุคลากรทักษะสูงและเชื่อมโยงการลงทุนเข้ากับห่วงโซ่อุปทานภายในประเทศ ส าหรับแนวโน้มเงินเฟ้อ อัตราเงินเฟ้อทั่วไปปรับเพิ่มขึ้นตามราคาพลังงาน โดยอยู่ที่ร้อยละ 2.4 ในเดือนมิถุนายน 2569 ทั้งนี้ธปท. ประเมินว่าแรงกดดันเงินเฟ้อส่วนใหญ่เป็นผลกระทบในระยะแรกจากการส่งผ่านราคาพลังงานเข้าสู่ดัชนีราคาผู้บริโภคโดยตรง ขณะที่ยังไม่พบสัญญาณการปรับขึ้นราคาสินค้าและบริการที่กระจายตัวเป็นวงกว้างอย่างต่อเนื่อง หรือการคาดการณ์เงินเฟ้อที่เบี่ยงเบน ออกจากกรอบเป้าหมาย จึงคาดว่าอัตราเงินเฟ้อจะเร่งขึ้นเป็นการชั่วคราวในปี 2569 ก่อนทยอยลดลงในปี 2570 เมื่อแรงกดดันด้าน อุปทานคลี่คลายและผลของฐานราคาพลังงานที่สูงลดลง\nส าหรับสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลาง แม้จะมีพัฒนนาการเชิงบวกจากการเจรจาหยุดยิงชั่วคราวและการอนุญาตให้เรือ ผ่านช่องแคบฮอร์มุซได้เพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาน้ามันดิบปรับลดลงจากระดับสูงสุดในช่วงความขัดแย้ง แต่สถานการณ์ยังคงมีความไม่แน่นอน ทั้งในด้านการปฏิบัติตามข้อตกลง ความปลอดภัยของเส้นทางขนส่งพลังงาน และความเสี่ยงต่อโครงสร้างพื้นฐานด้านการผลิต และการขนส่งในภูมิภาค (ต่อ…)\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 7", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 7, "tags": [ "การลงทุน", "ร้อยละ", "พลังงาน", "สนับสนุน", "โครงสร้างพื้นฐาน", "ข้อมูล", "เงินเฟ้อ", "ธุรกิจ", "ทางเศรษฐกิจ", "ปัจจัย" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 33, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_2aa0b2158e12467ebf3e4bb669798283", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจและปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569 (ต่อ) ภาพรวมเศรษฐกิจไทย: (ต่อ..) ธปท. จึงยังคงติดตามผลกระทบต่อราคาน้ามัน ก๊าซธรรมชาติเหลว ต้นทุนวัตถุดิบ ก าลังซื้อของครัวเรือน และอัตราเงินเฟ้ออย่างใกล้ชิดประเทศไทยมีความอ่อนไหวต่อความผันผวนของราคาพลังงานในตลาดโลก เนื่องจากพึ่งพาการน าเข้า พลังงานคิดเป็นประมาณร้อยละ 7 ของ GDP และสินค้าพลังงานมีน้าหนักประมาณร้อยละ 13 ในตะกร้าเงินเฟ้อ การเพิ่มขึ้นของราคา พลังงานจึงส่งผลโดยตรงต่อต้นทุนการผลิต การขนส่ง และค่าครองชีพ รวมถึงอาจส่งผ่านไปยังราคาสินค้าและบริการประเภทอื่น อย่างไร ก็ตาม ความสามารถของภาคธุรกิจในการส่งผ่านต้นทุนไปยังผู้บริโภคยังอยู่ในระดับจ ากัดเนื่องจากการแข่งขันในตลาดที่อยู่ในระดับสูง และก าลังซื้อภายในประเทศที่ยังฟื้นตัวไม่เต็มที่ในระยะต่อไป ทิศทางนโยบายการเงินจะขึ้นอยู่กับพัฒนนาการของเศรษฐกิจ อัตราเงินเฟ้อ และการคาดการณ์เงินเฟ้อ โดยระดับอัตรา ดอกเบี้ยนโยบายปัจจุบันถือว่าอยู่ในระดับผ่อนคลายและเอื้อต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ ขณะที่การปรับอัตราดอกเบี้ยมีข้อจ ากัดในการ แก้ไขแรงกดดันเงินเฟ้อที่เกิดจากปัจจัยด้านอุปทาน ดังนั้น การด าเนินมาตรการทางการคลังและมาตรการทางการเงินเฉพาะจุดเพื่อ ช่วยเหลือครัวเรือนและผู้ประกอบการที่ได้รับผลกระทบ ควบคู่กับการยกระดับผลิตภาพ การพัฒนนาทักษะแรงงาน และการเสริมสร้าง ความสามารถในการแข่งขันของประเทศ จึงมีความส าคัญต่อการรักษาเสถียรภาพทางเศรษฐกิจและสนับสนุนการเติบโตอย่างยั่งยืน ค่าเอฟที (Ft): ส านักงานคณะกรรมการก ากับกิจการพลังงาน (ส านักงาน กกพ.) ก าหนดค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ส าหรับงวดเดือน พฤษภาคม–สิงหาคม 2569 ที่ 16.23 สตางค์ต่อหน่วย เพิ่มขึ้นจาก 9.72 สตางค์ต่อหน่วยในงวดเดือนมกราคม–เมษายน 2569 ส่งผล ให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 3.95 บาทต่อหน่วย ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม การปรับเพิ่มขึ้นดังกล่าวเป็นผลจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นโดย เฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติและ LNG ในตลาดโลก ท่ามกลางความผันผวนของสถานการณ์พลังงานและความเสี่ยงด้านภูมิรัฐศาสตร์ประกอบกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและการน าเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูร้อนอย่างไรก็ดีอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวยังได้รับการบรรเทาผ่าน กลไกบริหารต้นทุนหลายประการ โดย กฟผ. รับภาระต้นทุนคงค้างสะสมแทนผู้ใช้ไฟฟ้า ประกอบกับการน าเงินเรียกคืนผลประโยชน์ส่วนเกินของการไฟฟ้า (Claw back) มาช่วยลดค่า Ft รวมถึงการน าผลประโยชน์จากการจัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรง แยกก๊าซธรรมชาติหรือ Bypass Gas มาใช้สนับสนุนส่วนลดค่าไฟฟ้าส าหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 200 หน่วย ต่อเดือน สะท้อนแนวนโยบายภาครัฐในการบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน ควบคู่กับการรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าและ ฐานะทางการเงินของรัฐวิสาหกิจด้านพลังงานล่าสุด\nเมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2569 กกพ. มีมติก าหนดค่า Ft ส าหรับงวดเดือนกันยายน–ธันวาคม 2569 ที่ 16.23 สตางค์ต่อ หน่วย ท าให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยยังคงอยู่ที่ 3.95 บาทต่อหน่วย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เท่ากับงวดก่อนหน้า โดย กฟผ. ยังคง รับภาระต้นทุนคงค้างสะสมจ านวน 31,268 ล้านบาทไว้แทนผู้ใช้ไฟฟ้า ขณะที่มีการน าเงิน Claw back จ านวนประมาณ 16,127 ล้านบาท หรือ 25.04 สตางค์ต่อหน่วย มาช่วยชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงตามประมาณการ ซึ่งหากไม่มีมาตรการดังกล่าว ค่า Ft ที่สะท้อนต้นทุนเชื้อเพลิงของงวดจะอยู่ที่ประมาณ 41.27 สตางค์ต่อหน่วย และค่าไฟฟ้าเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 4.20 บาทต่อหน่วย แม้ค่าไฟฟ้าส าหรับงวดเดือนกันยายน–ธันวาคม 2569 จะได้รับการตรึงไว้แต่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้ายังคงเผชิญแรงกดดัน จากราคาก๊าซธรรมชาติและถ่านหินน าเข้า ตลอดจนความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยน โดยสมมติฐานที่ใช้ในการประเมินต้นทุนงวด ดังกล่าวก าหนดราคา Pool Gas ที่ประมาณ 375 บาทต่อล้านบีทียูเพิ่มขึ้นจาก 347 บาทต่อล้านบีทียูในงวดก่อนหน้า ราคาถ่านหิน น าเข้าเฉลี่ยเพิ่มขึ้นจาก 3,107 บาทต่อตันเป็น 3,429 บาทต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนอ่อนค่าจาก 31.27 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐเป็น 32.51 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ อย่างไรก็ตาม สมมติฐานราคา Spot LNG ลดลงเล็กน้อยจาก 18.80 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูเป็น 18.60 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในระยะถัดไป ทิศทางค่า Ft จะยังขึ้นอยู่กับราคาพลังงานในตลาดโลก ความต่อเนื่องของอุปทาน LNG อัตราแลกเปลี่ยน สัดส่วน เชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า และแนวทางการทยอยบริหารภาระต้นทุนคงค้างของ กฟผ. ซึ่งจ าเป็นต้องด าเนินการโดยค านึงถึงทั้งภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าและเสถียรภาพทางการเงินของระบบไฟฟ้า นอกจากนี้ภาครัฐอยู่ระหว่างด าเนินมาตรการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 โดยมีเป้าหมายลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน ส่งเสริมการ แข่งขันและการใช้พลังงานสะอาด ตลอดจนก าหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าปริมาณมาก เช่น Data Center และผู้ใช้ไฟฟ้าภายใต้สัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าโดยตรง รับผิดชอบต้นทุนที่เกี่ยวข้องอย่างเหมาะสม โดยไม่ผลักภาระให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 8", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 8, "tags": [ "ต้นทุน", "พลังงาน", "ค่าไฟฟ้า", "ผู้ใช้", "เพิ่มขึ้น", "ก๊าซธรรมชาติ", "เงินเฟ้อ", "สตางค์", "เศรษฐกิจ", "นโยบาย" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 37, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_13e023da567f40359bf441ffb21fd683", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจและปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569 (ต่อ)\nราคาก๊าซธรรมชาติ: ภาพรวมราคาก๊าซธรรมชาติในประเทศ หรือ Pool Gas ในปี 2569 มีแนวโน้มปรับตัวสูงกว่าสมมติฐานเดิม ซึ่งคาดว่าราคา LNG ในตลาดโลกจะทยอยลดลงตามก าลังการผลิตใหม่ที่มีก าหนดเข้าสู่ตลาดในช่วงปี 2569–2570 โดยเฉพาะจาก สหรัฐอเมริกาและกาตาร์ทั้งนี้ก่อนเกิดความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ส านักงานพลังงานระหว่างประเทศประเมินว่าอุปทาน LNGโลก ในปี 2569จะขยายตัวในอัตราสูงที่สุดเป็นประวัติการณ์และช่วยให้ภาวะอุปสงค์และอุปทานในตลาดผ่อนคลายลง อย่างไรก็ดีความขัดแย้งในตะวันออกกลางได้เพิ่มความเสี่ยงต่อการผลิตและการขนส่ง LNGผ่านช่องแคบฮอร์มุซรวมถึงส่งผลให้ค่าระวางเรือ ค่าประกันภัย และต้นทุนการจัดหาอุปทานทดแทนปรับตัวสูงขึ้น โดย ณ วันที่ 23 กรกฎาคม 2569 กาตาร์ซึ่งเป็นผู้ส่งออก LNG รายส าคัญของโลก ยังคงประสบข้อจ ากัดด้านการผลิตและการส่งมอบ และได้ขยายระยะเวลาเหตุสุดวิสัย หรือ Force Majeure ส าหรับลูกค้า บางรายในเอเชียไปถึงช่วงกลางเดือนกันยายน 2569 และอาจต่อเนื่องถึงเดือนตุลาคม 2569 สถานการณ์ดังกล่าวอาจท าให้ประเทศผู้น าเข้า ต้องจัดหา Spot LNG จากแหล่งอื่นในราคาที่สูงขึ้น และเพิ่มการแข่งขันระหว่างประเทศในเอเชียและยุโรป โดยเฉพาะก่อนเข้าสู่ฤดูหนาวของซีก โลกเหนือ ส าหรับประเทศไทย หาก LNG ภายใต้สัญญาระยะยาวจากกาตาร์ไม่สามารถส่งมอบได้ตามแผน อาจจ าเป็นต้องจัดหา Spot LNG ซึ่งมีราคาสูงและผันผวนกว่าเข้ามาทดแทน ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นตามความต้องการใช้ไฟฟ้าส่งผลให้ราคา Pool Gas ในช่วงครึ่งหลังของปี 2569 มีโอกาสปรับเพิ่มขึ้นจากช่วงครึ่งปีแรก อย่างไรก็ดีผลกระทบคาดว่าจะเกิดขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไป ขึ้นอยู่กับ สัดส่วน LNG ในโครงสร้างการจัดหาก๊าซ ปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยและเมียนมา และช่วงเวลาที่ LNG ต้นทุนสูงถูกน ามาค านวณในโครงสร้าง ราคา ในกรณีที่สถานการณ์คลี่คลาย และการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซกลับมาด าเนินการได้อย่างปลอดภัย กาตาร์อาจทยอยฟื้นก าลังการ ผลิต LNG เป็นประมาณร้อยละ 50 ภายในหนึ่งเดือน และร้อยละ 80 ภายในสองเดือนหลังเปิดเส้นทางเดินเรือ อย่างไรก็ดีการฟื้นตัวขึ้นอยู่กับ ระดับความเสียหายของโรงงาน ความพร้อมของระบบขนส่ง และความปลอดภัยของเส้นทางเดินเรือ ส่งผลให้ราคา Spot LNG ในช่วง ปลายปี 2569 อาจยังอยู่ในกรอบประมาณ 14–15 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียูก่อนทยอยลดลงในปี 2570 ตามการฟื้นตัวของอุปทาน และก าลังการผลิตใหม่ที่เข้าสู่ตลาดใน หากกรณีที่ความขัดแย้งยืดเยื้อจนเข้าสู่ฤดูหนาว หรือการผลิตและการส่งออก LNG จากกาตาร์ฟื้น ตัวช้ากว่าคาด ตลาด LNGโลกอาจตึงตัวมากขึ้น และท าให้ราคา Spot LNG ปรับขึ้นสู่ระดับประมาณ 20 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียูหรือสูงกว่า ขึ้นอยู่กับระยะเวลาของการหยุดชะงัก ความต้องการน าเข้าของยุโรปและเอเชีย และความสามารถของผู้ผลิตรายอื่นในการเพิ่ม อุปทานทดแทนดังนั้น\nในช่วงที่เหลือของปี 2569 ราคา Pool Gas ของประเทศไทยมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงและผันผวน โดยมีปัจจัยส าคัญที่ต้อง ติดตาม ได้แก่สถานการณ์ในตะวันออกกลาง การฟื้นตัวของอุปทาน LNG จากกาตาร์และความต้องการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาวของซีกโลก เหนือ ซึ่งอาจส่งผลต่อต้นทุนเชื้อเพลิงของผู้ผลิตไฟฟ้าในระยะถัดไป\nราคาถ่านหิน: ราคาถ่านหินอ้างอิง Newcastle Export Index (NEWC) ในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น อย่างมีนัยส าคัญตั้งแต่ไตร มาสที่ 1 ปี 2569 จากความกังวลด้านอุปทาน ภายหลังรัฐบาลอินโดนีเซียมีแผนปรับลดโควตาการผลิตถ่านหินประจ าปี 2569 และด าเนิน มาตรการควบคุมการส่งออกผ่านหน่วยงาน DanantaraSumberdayaIndonesia(DSI) นอกจากนี้ราคา LNGในตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น จากสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางและความเสี่ยงต่อการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซส่งผลให้ผู้ผลิตไฟฟ้าในบางประเทศเพิ่ม สัดส่วนการใช้ถ่านหินทดแทนก๊าซธรรมชาติหรือ Gas-to-Coal Switching เพื่อบริหารต้นทุนและลดความเสี่ยงด้านการจัดหาเชื้อเพลิง ส่งผล ให้ความต้องการใช้ถ่านหินในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปัจจัยดังกล่าว คาดว่า ราคาถ่านหิน NEWC ในช่วงที่เหลือของปี 2569 อาจจะ เคลื่อนไหวในกรอบประมาณ 130–150 เหรียญสหรัฐต่อตัน สูงกว่าสมมติฐานเดิมที่คาดไว้ประมาณ 100–110 เหรียญสหรัฐต่อตัน โดย ปัจจัยส าคัญที่ต้องติดตาม ได้แก่นโยบายด้านการผลิตและการส่งออกถ่านหินของอินโดนีเซีย ทิศทางราคา LNG ในตลาดโลกและการ ปรับเปลี่ยนสัดส่วนเชื้อเพลิงของผู้ผลิตไฟฟ้าในประเทศต่าง ๆ อย่างไรก็ดีคาดว่าการปรับเพิ่มขึ้นของราคาถ่านหินจะยังอยู่ในกรอบ จ ากัด และมีโอกาสน้อยที่จะกลับไปสู่ระดับสูงเช่นในช่วงปี 2565–2566 เนื่องจากจีนและอินเดีย ซึ่งเป็นประเทศผู้ใช้ถ่านหินรายใหญ่ยังคงเพิ่มก าลังการผลิตถ่านหินภายในประเทศเพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานและเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ประกอบกับหลาย ประเทศเร่งขยายก าลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งช่วยลดการพึ่งพาถ่านหินในระยะยาว แม้ว่าถ่านหินยังคงมีบทบาทส าคัญใน การผลิตไฟฟ้าฐานในหลายประเทศ\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 9", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 9, "tags": [ "ถ่านหิน", "การผลิต", "อุปทาน", "ประเทศ", "กาตาร์", "ปรับตัว", "ตลาดโลก", "พลังงาน", "ความต้องการ", "ปัจจัย" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 36, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_e03b4be7a7f845929319aaf432bd9b86", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nทิศทางเศรษฐกิจและปัจจัยที่มีผลต่อการด าเนินงานของปี 2569 (ต่อ)\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ : ส าหรับปี 2569 ค่าเงินบาทมีแนวโน้มเคลื่อนไหวผันผวนโดยมีแนวโน้มอ่อนค่าจากการแข็งค่าของเงินดอลลาร์สหรัฐ ภายใต้การคาดการณ์ว่าธนาคารกลางสหรัฐอาจคงอัตราดอกเบี้ย\nนโยบายในระดับสูงเป็นระยะเวลานานขึ้น ประกอบกับความไม่แน่นอนจากสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ซึ่งอาจท าให้ราคาพลังงานปรับตัวสูงขึ้นและส่งผลให้นักลงทุนลดการถือครองสินทรัพย์เสี่ยง รวมถึงการไหลออกของเงินทุนต่างชาติจากตลาด\nการเงินไทย อย่างไรก็ตามค่าเงินบาทอาจได้รับแรงสนับสนุนจากการขยายตัวของรายได้ภาคการส่งออกและการท่องเที่ยว รวมถึงดุล\nบัญชีเดินสะพัดที่มีแนวโน้มปรับตัวดีขึ้น หากราคาพลังงานลดลงและสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางคลี่คลาย ทั้งนี้ทิศทางค่าเงินบาทในช่วงที่เหลือของปีจะขึ้นอยู่กับการด าเนินนโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐ ส่วนต่างอัตราดอกเบี้ยระหว่าง\nไทยและสหรัฐ กระแสเงินทุนเคลื่อนย้าย และพัฒนนาการของเศรษฐกิจไทยเป็นส าคัญ โดยคาดการณ์ว่าค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับ\nดอลลาร์สหรัฐในปี 2569 จะเคลื่อนไหวในกรอบเฉลี่ยประมาณ 32.00 – 33.50 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่เมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ : ส าหรับปี 2569 ค่าเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่มีแนวโน้ม\nเคลื่อนไหวผันผวน โดยมีปัจจัยสนับสนุนการแข็งค่าจากการขยายตัวของภาคการส่งออก โดยเฉพาะสินค้าเซมิคอนดักเตอร์อุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับปัญญาประดิษฐ์และระบบประมวลผลสมรรถนะสูง ซึ่งช่วยเพิ่มรายรับเงินตราต่างประเทศและความต้องการเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่ทั้งนี้ธนาคารกลางไต้หวันได้ปรับเพิ่มประมาณการการขยายตัวทางเศรษฐกิจปี 2569 จากร้อยละ 7.71 เป็นร้อยละ 9.64\nตามแนวโน้มการส่งออกและการลงทุนที่แข็งแกร่ง อย่างไรก็ตามการแข็งค่าของเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่อาจเป็นไปอย่างจ ากัดจาก\nทิศทางเงินดอลลาร์สหรัฐที่ยังมีโอกาสแข็งค่า ความผันผวนของเงินทุนต่างชาติในตลาดหุ้นไต้หวัน และความไม่แน่นอนทางภูมิรัฐศาสตร์โดยทิศทางของเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่ในช่วงที่เหลือของปีจะขึ้นอยู่กับนโยบายการเงินของธนาคารกลางสหรัฐ แนวโน้ม\nอุตสาหกรรมเทคโนโลยีและกระแสเงินทุนเคลื่อนย้ายระหว่างประเทศเป็นส าคัญ โดยคาดการณ์ว่าค่าเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่ต่อ\nดอลลาร์สหรัฐในปี 2569 จะเคลื่อนไหวในกรอบเฉลี่ยประมาณ 31.00 – 32.00 ดอลลาร์ไต้หวันใหม่ต่อดอลลาร์สหรัฐ\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n10", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 10, "tags": [ "ดอลลาร์สหรัฐ", "ดอลลาร์ไต้หวัน", "ค่าเงินบาท", "มีแนวโน้ม", "เคลื่อนไหว", "แข็งค่า", "ธนาคารกลาง", "เงินทุน", "แนวโน้ม", "นโยบาย" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 20, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_8e0b4d63d4294205bade64935ee5d85e", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต\nความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ: ในปี 2569 ปริมาณการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากสภาพ อากาศที่ร้อนกว่าปี 2568 และการขยายตัวของกิจกรรมทางเศรษฐกิจ โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ หรือ Peak Demand ในระบบของ 3 การไฟฟ้า อยู่ที่ 36,759 เมกะวัตต์ใกล้เคียงกับสถิติสูงสุดเดิมที่ 36,792 เมกะวัตต์ใน เดือนพฤษภาคม 2567 แม้ช่วงฤดูร้อนซึ่งโดยปกติเป็นช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ผ่านพ้นไปแล้ว สะท้อนว่าความ ต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศยังอยู่ในระดับสูงและมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นต่อเนื่อง ทั้งนี้หากประเทศไทยได้รับอิทธิพลจากปรากฏการณ์เอลนีโญ ซึ่งอาจท าให้อุณหภูมิสูงขึ้นและปริมาณฝนลดลงจนถึงกลางปี 2570 อาจสนับสนุนให้ Peak Demandท าสถิติใหม่ใน ระยะถัดไป\nในระยะปานกลางถึงระยะยาว ความต้องการใช้ไฟฟ้าคาดว่าจะได้รับแรงสนับสนุนจากปัจจัยเชิงโครงสร้าง ได้แก่การเพิ่มขึ้นของยานยนต์ไฟฟ้า การขยายตัวของธุรกิจศูนย์ข้อมูล หรือ DataCenterและการส่งเสริมอุตสาหกรรมเซมิคอนดักเตอร์ซึ่งมีเป้าหมายการลงทุนของอุตสาหกรรมเซมิคอนดักเตอร์รวมประมาณ 500,000 ล้านบาทภายในปี 2572 แม้เศรษฐกิจ ไทยโดยรวมอาจขยายตัวในระดับไม่สูงมากนัก แต่ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากอุตสาหกรรมเทคโนโลยีขั้นสูงมีแนวโน้มเติบโตอย่างมีนัยส าคัญ และจะเป็นปัจจัยส าคัญที่ผลักดัน Peak Demand ของประเทศ อย่างไรก็ดีก าลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ของประเทศ ยังเพิ่มขึ้นในระดับจ ากัด ขณะที่การพัฒนาโรงไฟฟ้าใหม่มีความเสี่ยงล่าช้าจากการจัดท าแผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทยฉบับใหม่หรือ PDP ซึ่งยังอยู่ระหว่างการปรับปรุง รวมถึงข้อจ ากัดด้านห่วงโซ่อุปทานของเครื่องจักร Gas Turbine ในตลาดโลกจากความต้องการที่เพิ่มขึ้นตามการขยายตัวของ Data Center ส่งผลให้ระยะเวลาการจัดหาเครื่องจักร อาจยาวนานถึงประมาณ 6–7 ปีและราคาปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญ นอกจากนี้โครงการ Data Centerที่ยื่นขอรับการส่งเสริม การลงทุนจากส านักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน หรือ BOIมีความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมเกือบ 20 กิกะวัตต์หากโครงการ ดังกล่าวทยอยเปิดด าเนินการตามแผน อาจเพิ่มแรงกดดันต่อความเพียงพอของก าลังผลิตและระบบส่งไฟฟ้า ตลอดจนท าให้มีความจ าเป็นต้องน าเข้า LNG เพิ่มขึ้นในบางช่วง ขณะเดียวกัน ภาครัฐและการไฟฟ้ายังต้องลงทุนเพื่อพัฒนนาโครงสร้างพื้นฐาน ระบบไฟฟ้า รองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน และสนับสนุนเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ของประเทศ ภายในปี 2593 ภายใต้ข้อจ ากัดดังกล่าว มีความเป็นไปได้ที่ภาครัฐอาจพิจารณาต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าประเภท IPP ที่ใกล้ครบก าหนด เพื่อรักษาความเพียงพอและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในช่วงรอการพัฒนา โครงการใหม่ตามแผน PDP การขยายตัวของอุตสาหกรรมยุคใหม่จึงเป็นโอกาสส าคัญของบริษัทฯ ทั้งจากการจ าหน่ายไฟฟ้า ให้แก่กฟผ. เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ และการจ าหน่ายไฟฟ้าโดยตรงให้แก่ลูกค้า DataCenterภายใต้สัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง หรือ DirectPPAซึ่งภาครัฐอยู่ระหว่างผลักดันกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง นอกจากนี้แนวทางก าหนดโครงสร้างค่า ไฟฟ้าส าหรับ DataCenterตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 ซึ่งมุ่งให้ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่ม ดังกล่าวมีส่วนรับผิดชอบต้นทุนส่วนเพิ่มของระบบผลิตและส่งไฟฟ้า ที่สามารถแข่งขันกับต้นทุนค่าไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้าน อาจ สนับสนุนให้ราคาขายไฟฟ้าแก่ Data Center อยู่ในระดับที่สะท้อนต้นทุนมากขึ้น และเป็นโอกาสเชิงบวกต่อบริษัทฯ ในระยะต่อไป\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 11", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 11, "tags": [ "ประเทศ", "ความต้องการ", "เพิ่มขึ้น", "ขยายตัว", "สนับสนุน", "อุตสาหกรรม", "ปัจจัย", "มีแนวโน้ม", "Demand", "DataCenter" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 28, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_a3e8194f12e4401dae47ef0d62efdc48", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต (ต่อ) การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า: การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยคาดว่าจะมีความชัดเจนมากขึ้น ภายหลังการประกาศใช้แผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่หรือ PDP โดยอาจส่งผลต่ออัตราจ าหน่าย ไฟฟ้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรม โดยเฉพาะกลุ่มที่อ้างอิงอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือ กฟภ. โดยประเทศ ไทยมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งใหญ่ล่าสุดในปี 2558 แม้โดยหลักนโยบายจะก าหนดให้มีการทบทวนทุก 3–5 ปีแต่การ ด าเนินการในช่วงที่ผ่านมาล่าช้าจากการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 และวิกฤติราคาพลังงานโลก ปัจจุบันคณะกรรมการก ากับ กิจการพลังงาน หรือ กกพ. อยู่ระหว่างจัดท ากรอบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฉบับใหม่ซึ่งคาดว่าจะทยอยมีความชัดเจนในช่วง 1–2 ปีข้างหน้า เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนพลังงาน รูปแบบการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไป และความจ าเป็นในการลงทุนเพื่อรองรับ ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน ทั้งนี้เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 คณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติหรือ กพช. มีมติเห็นชอบมาตรการส าคัญด้านไฟฟ้า ดังนี้ • การแยกต้นทุนค่าไฟฟ้าสาธารณะ เช่น ค่าไฟฟ้าส าหรับไฟถนน ออกจากอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป และก าหนดอัตราเฉพาะส าหรับค่าใช้จ่ายดังกล่าว\n• การปรับอัตราค่าไฟฟ้าแบบก้าวหน้าส าหรับบ้านอยู่อาศัย โดยปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าส าหรับการใช้ไฟฟ้าในช่วง 1–200 หน่วยแรก เหลือ 3 บาทต่อหน่วย ขณะที่อัตราส าหรับช่วง 201–400 หน่วย และตั้งแต่ 401 หน่วยขึ้นไปยังคงเดิม • การขยายขอบเขต Direct PPA ส าหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านระบบ Third Party Access หรือ TPA ให้ครอบคลุมทั้งธุรกิจ Data Center และภาคอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาด • การก าหนดอัตราค่าไฟฟ้าส าหรับ Data Center เป็นการเฉพาะ เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงจากการจัดหาไฟฟ้า การน าเข้า LNG และการลงทุนขยายหรือปรับปรุงระบบโครงข่ายไฟฟ้า โดยไม่ผลักภาระต้นทุนดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้า ทั่วไป\n• การก าหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมส าหรับ Data Center รายใหญ่โดยให้วางหลักประกันการใช้ระบบสายส่งไฟฟ้า และจัดท า แผนบริหารจัดการน้าประกอบการด าเนินโครงการ\n• การทบทวนสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยเฉพาะผู้ผลิตไฟฟ้าประเภท SPP และ VSPP แบบ Non Firm ที่มีการต่ออายุสัญญาโดยอัตโนมัติเพื่อก าหนดวันสิ้นสุดสัญญาให้ชัดเจน และปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ ต้นทุนที่แท้จริง\n• การเดินหน้าโครงการโซลาร์ฟาร์มชุมชน ขนาดรวมไม่เกิน 1,500 เมกะวัตต์โดยก าหนดขนาดไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ต่อโครงการ ภายใต้หลักการ 1 ต าบลต่อ 1 โครงการ มีกฟน. และ กฟภ. เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้สัญญา Non-Firm ระยะเวลา 25ปีโดยภาพรวม มาตรการส่วนใหญ่เป็นโอกาสเชิงบวกต่อการด าเนินธุรกิจของบริษัทฯ ในด้านของการขยาย ขอบเขต Direct PPA ไปยังภาคอุตสาหกรรมจะเปิดโอกาสให้บริษัทฯ ขยายธุรกิจพลังงานหมุนเวียนผ่านระบบ TPA และ ให้บริการแก่ลูกค้าที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาดได้มากขึ้น ขณะเดียวกัน การก าหนดอัตราค่าไฟฟ้าส าหรับ Data Center ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง อาจสนับสนุนให้ราคาจ าหน่ายไฟฟ้าแก่ลูกค้ากลุ่มดังกล่าวอยู่ในระดับที่เหมาะสมกับต้นทุน เชื้อเพลิงและการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานบริษัทฯ จึงมีโอกาสน าศักยภาพของโรงไฟฟ้าที่มีอยู่มาใช้รองรับความต้องการ ไฟฟ้าที่มีเสถียรภาพสูงของกลุ่ม Data Center รวมถึงต่อยอดธุรกิจของบริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นร้อยละ 100 ในการให้บริการด้านการจัดการพลังงานและงานวิศวกรรม การจัดซื้อ และการก่อสร้าง หรือ EPC ส าหรับโครงการ พลังงานหมุนเวียน\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 12", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 12, "tags": [ "ค่าไฟฟ้า", "พลังงาน", "ต้นทุน", "ธุรกิจ", "Center", "โครงการ", "บริษัทฯ", "การปรับโครงสร้าง", "ประเทศ", "ชัดเจน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 29, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_164781de0ff84029aca5889f6c5a1c46", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต (ต่อ)\nการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (ต่อ): ทั้งนี้การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจ าเป็นต้องพิจารณาต้นทุนตลอดห่วงโซ่ตั้งแต่การผลิตไฟฟ้า ระบบสายส่งและระบบจ าหน่าย ต้นทุนการรักษาเสถียรภาพของระบบจากการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน รวมถึงต้นทุนเชิงนโยบายที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต เช่น กลไกด้านคาร์บอน ขณะเดียวกัน ภาครัฐต้องสร้างสมดุลระหว่างการสะท้อน ต้นทุนที่แท้จริง ความสามารถในการจ่ายของผู้ใช้ไฟฟ้า และการรักษาขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ ในระยะยาว ประเทศไทยยังมีความจ าเป็นต้องลงทุนเพิ่มเติมในระบบผลิตไฟฟ้าและโครงสร้างพื้นฐานระบบไฟฟ้า เพื่อรองรับ การเติบโตของอุตสาหกรรมที่ใช้พลังงานสูง โดยเฉพาะธุรกิจ Data Center และอุตสาหกรรมเป้าหมาย การเปิดโอกาสให้ภาคเอกชน เข้ามามีส่วนร่วมในการลงทุนจึงมีความส าคัญ และเป็นโอกาสของบริษัทฯ ในการขยายธุรกิจพลังงานรูปแบบใหม่สร้างมูลค่าเพิ่ม ในระยะยาว และสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านระบบพลังงานของประเทศไทยอย่างยั่งยืน\nแผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (Power Development Plan: PDP) ฉบับใหม่: คาดว่าจะมีการเผยแพร่ร่างแผน เพื่อรับฟังความคิดเห็นจากสาธารณะและประกาศใช้ภายในปี 2569 โดยแผนดังกล่าวจะเป็นกรอบส าคัญในการก าหนดทิศ ทางการพัฒนนาและการลงทุนในภาคพลังงานของประเทศไทยในระยะยาว ตลอดจนสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานให้เกิดขึ้นอย่างเป็นรูปธรรม PDP ฉบับใหม่คาดว่าจะปรับโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภายใต้พันธกรณีการมีส่วนร่วมที่ประเทศก าหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) และเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจก สุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emissions) ภายในปี 2593 โดยมุ่งเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน ควบคู่กับการพัฒนนาระบบกักเก็บ พลังงาน (Energy Storage) และเทคโนโลยีพลังงานสะอาดที่ช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เช่น โรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบโมดูลาร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor: SMR) เทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) รวมถึงการใช้ไฮโดรเจนและแอมโมเนียร่วมกับเชื้อเพลิงฟอสซิล\nจากข้อมูลเบื้องต้นในการรับฟังความคิดเห็นด้านการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้า ณ สิ้น แผนอาจเพิ่มขึ้นมากกว่า 2 เท่าจากระดับปัจจุบัน โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) และปริมาณการใช้ไฟฟ้าโดยรวมมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 2–3 ต่อปีขณะที่พลังงานหมุนเวียนอาจมีสัดส่วนประมาณร้อยละ 50–70 ของก าลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ตลอดช่วงแผน ส่งผลให้ภาครัฐมีแนวโน้มเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใหม่เพิ่มเติมในช่วง 10 ปีข้างหน้า ซึ่งถือเป็นโอกาสส าคัญส าหรับการลงทุนของบริษัทฯ นอกจากนี้ PDP ฉบับใหม่คาดว่าจะได้รับการพิจารณาควบคู่กับการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและโครงสร้างตลาดไฟฟ้า เพื่อรองรับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าและรูปแบบธุรกิจพลังงานที่มีความยืดหยุ่นมากขึ้น ตลอดจนเสริมสร้างเสถียรภาพของระบบ ไฟฟ้า ความมั่นคงด้านพลังงาน และความสามารถในการแข่งขันของประเทศในระยะยาว ส าหรับบริษัทฯ การเปลี่ยนแปลงเชิง โครงสร้างดังกล่าวถือเป็นโอกาสในการขยายการลงทุนในธุรกิจพลังงานสะอาดและห่วงโซ่คุณค่าที่เกี่ยวเนื่อง ทั้งการพัฒนนา โครงการใหม่การประยุกต์ใช้เทคโนโลยีขั้นสูง และการสร้างความร่วมมือทางธุรกิจ เพื่อสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของ ประเทศและสอดคล้องกับทิศทางการเติบโตอย่างยั่งยืนของบริษัทฯ ในระยะยาว\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 13", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 13, "tags": [ "พลังงาน", "ประเทศ", "ธุรกิจ", "ระยะยาว", "ต้นทุน", "การผลิต", "การลงทุน", "บริษัทฯ", "เติบโต", "การปรับโครงสร้าง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 27, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_e9367a5c5c1842bd8bdd6c597b73c92e", "content": "ภาพรวมเศรษฐกิจและแนวโน้มธุรกิจ\nปัจจัยที่ส่งผลต่อการด าเนินงานหรือการเติบโตในอนาคต (ต่อ)\nการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA): ถือเป็นกลไกส าคัญในการสนับสนุนการปรับ โครงสร้างและการเปิดเสรีตลาดไฟฟ้าของประเทศ โดยเปิดโอกาสให้ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถท าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงกับผู้ใช้ไฟฟ้า (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านระบบโครงข่ายไฟฟ้า ซึ่งจะช่วยส่งเสริมการแข่งขัน เพิ่มทางเลือก ให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า และสนับสนุนการพัฒนนาโครงการพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับความต้องการของภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น ภายหลังมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 คาดว่าภาครัฐจะเร่งจัดท าหลักเกณฑ์และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับการทดลองซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนผ่านระบบ TPA ส าหรับศูนย์ข้อมูล (Data Center) และภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะสามารถเลือกแหล่ง พลังงานที่เหมาะสมกับเป้าหมายด้านต้นทุน ความมั่นคงในการจัดหาพลังงาน และการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกขององค์กร ส าหรับบริษัทฯ การพัฒนนาระบบ TPA และ Direct PPA ถือเป็นโอกาสส าคัญในการขยายการลงทุนด้านพลังงานสะอาดใน ประเทศไทย เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานหมุนเวียนและแนวโน้มการลดการปล่อยคาร์บอน (Decarbonization) ของลูกค้า ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 14", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 14, "tags": [ "พลังงาน", "ธุรกิจ", "ผู้ใช้", "หมุนเวียน", "แนวโน้ม", "โครงข่าย", "ถือเป็น", "สนับสนุน", "ประเทศ", "Direct" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 11, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_057a39ddbf6948498b87314c70500f76", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nผลการด าเนินงานภาพรวมของบริษัท : ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 และงวด 6 เดือนปี 2569\nรายได้จากการด าเนินงาน (ล้านบาท, %)\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ (ล้านบาท, %)\nEBITDA (ล้านบาท, %)\n43,890\n YTD -13%\n2%\n38,354\n YTD +3%\n YTD -17%\n33,519\n19%\n2%\nน้าอุตสาหกรรม ไนโตรเจน น้า\n9,705\n9,456\n8%\nเย็น และอื่นๆ\n27,705\n23%\n YoY -3%\n2%\n YoY +13%\n YoY -8%\n4%\nไอน้า\n4%\nVSPP\nค่าบ ารุงรักษา\n24%\n QoQ +30%\n21%\n9%\n QoQ +19%\n QoQ +35%\nต้นทุนอื่นๆ\n22,476\n3%\nไฟฟ้า + รายได้จาก\n17%\n21,714\n1%\nถ่านหิน\n13%\n6%\nสัญญาเช่าการเงิน\n17,354\n1%\n4%\n(IPP)\n15,938\nก๊าซ\n19%\n5,278\n16,640\n22%\n4,666\n8%\nธรรมชาติ\n74%\n74%\n4,427\nSPP\n2%\n3%\n4%\n8%\n11,766\n(IPP)\n2%\n21%\n4%\n25%\n4%\n26%\n23%\n19%\n11%\n6%\n3%\n3%\n55%\n63%\n6%\n58%\n8%\n63%\n71%\n4%\n75%\nก๊าซ\n87%\n63%\n68%\n55%\nธรรมชาติ\n54%\nไฟฟ้า (SPP+VSPP)\n63%\n76%\nIPP\n(SPP)\n22%\n22%\n33%\n21%\n9%\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ และบริษัทย่อย\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\n(หน่วย : ล้านบาท)\nQoQ\nYTD\nYoY\n22,476\n16,640\n21,714\n(3%)\n30%\n43,890\n38,354\n(13%)\nรายได้จากการด าเนินงาน\n(17,354) (11,766) (15,938)\n(8%)\n35%\n(33,519) (27,705)\n(17%)\nต้นทุนขาย (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nก าไรขั้นต้น\n5,123\n4,874\n5,775\n13%\n18%\n10,371\n10,649\n3%\n(517)\n(489)\n(562)\n9%\n15%\n(1,037)\n(1,051)\n1%\nค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร\n60\n42\n64\n7%\n52%\n121\n106\n(12%)\nรายได้จากการด าเนินงานอื่น\n4,666\n4,427\n5,278\n13%\n19%\n9,456\n9,705\n3%\nEBITDA\n(2,347)\n(2,290)\n(2,386)\n2%\n4%\n(4,671)\n(4,676)\n0.1%\nค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย\n2,319\n2,137\n2,892\n25%\n35%\n4,785\n5,029\n5%\nEBIT\n(1,292)\n(1,137)\n(1,109)\n(14%)\n(2%)\n(2,673)\n(2,245)\n(16%)\nต้นทุนทางการเงิน\n293\n41\n285\n(3%)\n595%\n535\n326\n(39%)\nรายได้และค่าใช้จ่ายอื่น\nเงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัท\n588\n391\n171\n(71%)\n(56%)\n709\n562\n(21%)\nร่วมและการร่วมค้า\n11\n(73)\n(135)\nN/A\n85%\n(56)\n(208)\n271%\nค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ก าไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนและ\n1,919\n1,360\n2,104\n10%\n55%\n3,300\n3,464\n5%\nรายการพิเศษ\n301\n226\n68\n(77%)\n(70%)\n244\n294\n20%\nก าไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิ-สุทธิ\n2,220\n1,586\n2,172\n(2%)\n37%\n3,545\n3,757\n6%\nก าไรสุทธิ\n(201)\n134\n(353)\n76%\n(363%)\n(385)\n(219)\n(43%)\nส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\n2,019\n1,719\n1,819\n(10%)\n6%\n3,159\n3,538\n12%\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่อัตราก าไรขั้นต้น (%)\n23%\n29%\n27%\n4%\n(2%)\n24%\n28%\n4%\n9%\n10%\n8%\n(1%)\n(2%)\n7%\n9%\n2%\nอัตราก าไรสุทธิ (%)\nตารางที่ 2 : ผลการด าเนินงานของบริษัทฯ และบริษัทย่อย\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n15\n\n| | รายได้จากการดา เนินงาน (ลา้ นบาท, 43,890  YTD -13% 2% 38,354 19% 2% นา้ อุต เย็น แ  YoY -3% 23% ไอน้  QoQ +30% 24% 22,476 1% 21,714 17% ไฟฟ้ 1% สญั ญ 19% 16,640 (IPP) 22% 3% 25% 26% 23% 8% 55% 58% 55% 63% 54% ไฟฟ้า Q2/68 Q1/69 Q2/69 6M/68 6M/69 | | | | | | | | | | | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | 33,519  YTD -17% น นา้ 8% 2% 27,705  YoY -8% ค่าบา  QoQ +35% 21% 9 % ตน้ทนุ 3 % 6% 13% ถ่านห 17,354 15,938 4% ก๊าซ 8% ธรรม 2% 11,766 8% (IPP) 21% 2% 11% 19% 6% 6 4 3 % % % 3% 63% 71% ก๊าซ 63% 76% 68% ธรรม (SPP Q2/68 Q1/69 Q2/69 6M/68 6M/69 | | | | | | | | | | |\n| | | | | | | | |  YTD +3% 9,456 9,705 า  YoY +13% 4% 4% VSP  QoQ +19% 5,278 4,666 4,427 4% 74% 74% SPP 4% 4% 63% 75% 87% 33% 22% 22% IPP 21% 9% Q2/68 Q1/69 Q2/69 6M/68 6M/69 | | | | | |\n| | | ผลการดา เนินงานของบริษัทฯ และบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | |\n| | | | | | | | YoY | | QoQ | | | YTD | |\n| | | รายไดจ้ ากการดา เนินงาน | | 22,476 | 16,640 | 21,714 | (3%) | | 30% | 43,890 | 38,354 | (13%) | |\n| | | ตน้ ทนุ ขาย (ไม่รวมคา่ เส่ือมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย) | | (17,354) | (11,766) | (15,938) | (8%) | | 35% | (33,519) | (27,705) | (17%) | |\n| | | กา ไรขั้นต้น | | 5,123 | 4,874 | 5,775 | 13% | | 18% | 10,371 | 10,649 | 3% | |\n| | | คา่ ใชจ้ ่ายในการขายและบรหิ าร | | (517) | (489) | (562) | 9% | | 15% | (1,037) | (1,051) | 1% | |\n| | | รายไดจ้ ากการดา เนินงานอ่ืน | | 60 | 42 | 64 | 7% | | 52% | 121 | 106 | (12%) | |\n| | | EBITDA | | 4,666 | 4,427 | 5,278 | 13% | | 19% | 9,456 | 9,705 | 3% | |\n| | | คา่ เส่ือมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย | | (2,347) | (2,290) | (2,386) | 2% | | 4% | (4,671) | (4,676) | 0.1% | |\n| | | EBIT | | 2,319 | 2,137 | 2,892 | 25% | | 35% | 4,785 | 5,029 | 5% | |\n| | | ตน้ ทนุ ทางการเงิน | | (1,292) | (1,137) | (1,109) | (14%) | | (2%) | (2,673) | (2,245) | (16%) | |\n| | | รายไดแ้ ละคา่ ใชจ้ ่ายอ่ืน | | 293 | 41 | 285 | (3%) | | 595% | 535 | 326 | (39%) | |\n| | | เงินปันผลรบั และส่วนแบง่ กา ไรจากเงินลงทนุ ในบรษิ ัท รว่ มและการรว่ มคา้ | | 588 | 391 | 171 | (71%) | | (56%) | 709 | 562 | (21%) | |\n| | | คา่ ใชจ้ ่ายภาษีเงินได้ | | 11 | (73) | (135) | N/A | | 85% | (56) | (208) | 271% | |\n| | | กา ไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนและ รายการพเิ ศษ | | 1,919 | 1,360 | 2,104 | 10% | | 55% | 3,300 | 3,464 | 5% | |\n| | | กา ไร (ขาดทนุ ) จากอตั ราแลกเปล่ียนสทุ ธิ-สทุ ธิ | | 301 | 226 | 68 | (77%) | | (70%) | 244 | 294 | 20% | |\n| | | กา ไรสุทธิ | | 2,220 | 1,586 | 2,172 | (2%) | | 37% | 3,545 | 3,757 | 6% | |\n| | | ส่วนไดเ้สียท่ไี ม่มีอา นาจควบคมุ | | (201) | 134 | (353) | 76% | | (363%) | (385) | (219) | (43%) | |\n| | | กา ไรสุทธ ิ– ส่วนของบริษัทใหญ่ | | 2,019 | 1,719 | 1,819 | (10%) | | 6% | 3,159 | 3,538 | 12% | |\n| | | อัตรากา ไรขั้นต้น (%) | | 23% | 29% | 27% | 4% | | (2%) | 24% | 28% | 4% | |\n| | | อัตรากา ไรสุทธิ (%) | | 9% | 10% | 8% | (1%) | | (2%) | 7% | 9% | 2% | |\n\n| 19% | | | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | 23% | |\n| 24% | | | | |\n| | | | 17% | |\n| 55% | | | | |\n| | | | 58% | |\n\n| | 8 2 | % % | |\n| --- | --- | --- | --- |\n| | 2 | 1% | |\n| | 6 | % | |\n| | 6 | 3% | |\n\n| 9 3 | % % | |\n| --- | --- | --- |\n| 1 | 3% | |\n| 4 7 | % 1% | |\n\n| 2 | 2% | |\n| --- | --- | --- |\n| 2 5 | 3% 4% | |\n\n| 6 | 3% | |\n| --- | --- | --- |\n| 3 | 3% | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 15, "tags": [ "บริษัท", "รายได้", "ต้นทุน", "ขั้นต้น", "EBITDA", "บริษัทฯ", "ค่าใช้จ่าย", "อัตราแลกเปลี่ยน", "ไตรมาส", "ธรรมชาติ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 2, "layout_tables": 6, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p015_c1", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p015_c1.png", "width": 331, "height": 539, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p015_c1.png" }, { "id": "p015_c2", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p015_c2.png", "width": 356, "height": 499, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p015_c2.png" }, { "id": "p015_c3", "page": 15, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p015_c3.png", "width": 373, "height": 474, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p015_c3.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_d50ea4691d5948088e4fa5363aaf4e40", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nปัจจัยหลักที่มีผลต่อรายได\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nปัจจัยหลักที่ส่งผลกระทบต่อรายได้\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nYoY\nQoQ\nYTD\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย (%)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าศรีราชา\n100%\n-\n-\n-\n-\n100%\n-\n-\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพี\n96%\n77%\n100%\n4%\n23%\n98%\n89%\n(11%)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\n93%\n2%\n100%\n7%\n98%\n95%\n51%\n(44%)\nตารางที่ 3 : อัตราค่าความพร้อมจ่าย\n• อัตราค่าความพร้อมจ่ายของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nโรงไฟฟ้าศรีราชา การผลิตไฟฟ้าได้ด าเนินการครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญากับ กฟผ. เรียบร้อยแล้วตั้งแต่เดือนพฤษภาคม\n2568 ซึ่งเป็นไปตามเงื่อนไขของสัญญา\nโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อัตราค่าความพร้อมจ่ายที่ร้อยละ 100 เพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และ\nไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ไม่มีการหยุดซ่อมบ ารุง ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงานจ านวน 18 วัน และในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการหยุดซ่อมบ ารุงนอกแผนงานจ านวน 7 วัน ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีอัตรา\nค่าความพร้อมจ่ายที่ร้อยละ 89 ลดลง เทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงานจ านวน 18 วัน\nโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อัตราค่าความพร้อมจ่ายที่ร้อยละ 100 เพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และ\nไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า\nจ านวน 88 วัน และในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการหยุดซ่อมบ ารุงนอกแผนงานจ านวน 6 วัน ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีอัตราค่าความ\nพร้อมจ่ายที่ร้อยละ 51 ลดลง เทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงาน\nควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน\nปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้า\nปริมาณการขายไฟฟ้า (GWh)\n 11% YTD\n 0.3% YoY\n9,747\n8,706\n 42% QoQ\n120\n◼ โรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก\n131\n(VSPP)\n5,120\n5,103\n6,556\n6,332\n◼ โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก\n60\n70\n3,603\n(SPP)\n61\n3,213\n3,318\n3,120\n3,071\n◼ โรงไฟฟ้าประเภทผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ\n2,243\n1,820\n1,742\n422\n(IPP)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\n\n 12% YTD\n 15% YoY\nปริมาณการขายไอน้า (kton)\n 2% QoQ\n7,326\n6,570\n3,697\n3,629\n3,227\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\n• ปริมาณการขายไฟฟ้า\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 1,820 GWh เพิ่มขึ้น 1,398 GWh หรือร้อยละ 331 เมื่อเทียบกับ\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุด\nซ่อมบ ารุงตามแผนงานและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าจ านวน 88 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีการด าเนินการผลิตตามการ\nเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.เต็มไตรมาส\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n16\n\n| ปัจจยั หลักทสี่ ่งผลกระทบตอ่ รายได้ | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | |\n| อัตราค่าความพร้อมจ่าย (%) | | | | | | | | |\n| อตั ราค่าความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟา้ ศรีราชา | 100% | - | - | - | - | 100% | - | - |\n| อตั ราค่าความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟา้ โกลวไ์อพีพี | 96% | 77% | 100% | 4% | 23% | 98% | 89% | (11%) |\n| อตั ราค่าความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟา้ เก็คโค่-วนั | 93% | 2% | 100% | 7% | 98% | 95% | 51% | (44%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 16, "tags": [ "ไตรมาส", "โรงไฟฟ้า", "ความพร้อม", "แผนงาน", "ปริมาณ", "ผู้ผลิต", "ร้อยละ", "เก็คโค่", "เพิ่มขึ้น", "ศรีราชา" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 13, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p016_c1", "page": 16, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p016_c1.png", "width": 1050, "height": 456, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p016_c1.png" }, { "id": "p016_c2", "page": 16, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p016_c2.png", "width": 738, "height": 420, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p016_c2.png" }, { "id": "p016_c4", "page": 16, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p016_c4.png", "width": 730, "height": 374, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p016_c4.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_dc55ae99857e49d28206108a8f310f47", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nปัจจัยหลักที่มีผลต่อรายได้ (ต่อ)\n• ปริมาณการขายไฟฟ้า (ต่อ)\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เพิ่มขึ้น 78 GWh หรือร้อยละ 4 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของ\nโรงไฟฟ้าห้วยเหาะ, โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน และโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีเพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ขณะที่โรงไฟฟ้าศรีราชา มีปริมาณการขายไฟฟ้าลดลง เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าได้ด าเนินการครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญากับ กฟผ. เรียบร้อยแล้วตั้งแต่เดือน\nพฤษภาคม 2568 ซึ่งเป็นไปตามเงื่อนไขของสัญญา ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 2,243 GWh ลดลง 828 GWh หรือ\nร้อยละ 27 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงานและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน โรงไฟฟ้าศรีราชา การผลิตไฟฟ้าได้ด าเนินการครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญา\nกับ กฟผ. เรียบร้อยแล้วตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2568 ซึ่งเป็นไปตามเงื่อนไขของสัญญา ขณะที่โรงไฟฟ้าห้วยเหาะและโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีมีปริมาณการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 3,213 GWh เพิ่มขึ้น 93 GWh หรือร้อยละ 3 เมื่อเทียบกับ\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากปริมาณความต้องการไฟฟ้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้ารวมถึงอุปสงค์ของตลาดที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ลดลง 105 GWh หรือร้อยละ 3 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า GSPP11\nPhase1ลดลงตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ที่หมดอายุขณะที่ปริมาณความต้องการไฟฟ้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นไปตามแผนการ\nด าเนินการผลิตของลูกค้า ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 6,332 GWh ลดลง 224 GWh หรือร้อยละ 3 สาเหตุหลักมา\nจากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า GSPP3 และ GSPP11 Phase1 ลดลงตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ที่หมดอายุขณะที่ปริมาณความ\nต้องการไฟฟ้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้าและอุปสงค์ของตลาดที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 70 GWh เพิ่มขึ้น 9 GWh หรือร้อยละ 15 เมื่อเทียบ\nกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากปริมาณการขายไฟฟ้าที่ปรับตัวดีขึ้นของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ GRP ตามความเข้มแสงที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\nตามฤดูกาล และปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าขยะ RDF เพิ่มขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมด าเนินงานนอกแผน\nงาน จ านวน 19 วัน เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เพิ่มขึ้น 10 GWh หรือร้อยละ 17 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า\nขยะ RDF เนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานในเดือน มิถุนายน 2568 ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีปริมาณการขายไฟฟ้า 131 GWh เพิ่มขึ้น 11 GWh หรือร้อยละ 9 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าขยะ RDF ตามการ\nเรียกรับไฟฟ้าของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและการเปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ที่เพิ่มขึ้นของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ของ Glow\n• ปริมาณการขายไอน้า\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีปริมาณการขายไอน้า 3,697 kton เพิ่มขึ้น 68 kton หรือร้อยละ 2 เมื่อเทียบกับไตร\nมาสที่ 1 ปี 2569 และเพิ่มขึ้น 470 kton หรือร้อยละ 15 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีปริมาณการขายไอ\nน้า 7,326 kton เพิ่มขึ้น 756 kton หรือร้อยละ 12 เนื่องจากความต้องการไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมปรับตัวเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการ\nผลิตของลูกค้ารวมถึงอุปสงค์ของตลาดที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\n\nราคาขายไฟฟ้า ไอน้า และน้าเย็น\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 2 ปี 2569\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nYoY\nQoQ\nYTD\n\n3.20\n3.35\n2.71\n(15%)\n(19%)\n3.41\n2.83\n(17%)\n3.65\n3.29\n3.55\n(3%)\n8%\n3.61\n3.42\n(5%)\n4.67\n4.76\n4.83\n3%\n1%\n4.81\n4.80\n(0.2%)\n1,303\n1,169\n1,280\n1,293\n1,225\n(2%)\n9%\n(5%)\n7.12\n7.33\n6.72\n7.42\n7.00\n(6%)\n(8%)\n(6%)\nตารางที่ 4 : ราคาขายไฟฟ้า ไอน้า และน้าเย็น\n\n17\n\n| ราคาขายไฟฟ้า ไอนา ้ และนา ้ เย็น | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh) | | | | | | | | |\n| โรงไฟฟ้าผผู้ ลติ ไฟฟ้าอิสระ (IPP) | 3.20 | 3.35 | 2.71 | (15%) | (19%) | 3.41 | 2.83 | (17%) |\n| โรงไฟฟ้าผผู้ ลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ (SPP) | 3.65 | 3.29 | 3.55 | (3%) | 8% | 3.61 | 3.42 | (5%) |\n| โรงไฟฟ้าผผู้ ลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ มาก (VSPP) และอ่ืนๆ | 4.67 | 4.76 | 4.83 | 3% | 1% | 4.81 | 4.80 | (0.2%) |\n| ราคาขายไอนา ้ เฉลี่ย | | | | | | | | |\n| ราคาขายไอนา ้ รวมเฉล่ยี (บาท/ตนั ) | 1,303 | 1,169 | 1,280 | (2%) | 9% | 1,293 | 1,225 | (5%) |\n| นา ้ เย็น | | | | | | | | |\n| ราคาขายนา ้ เย็นเฉล่ยี (บาท/ตนั ความเย็น)* | 7.12 | 7.33 | 6.72 | (6%) | (8%) | 7.42 | 7.00 | (6%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 17, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ปริมาณ", "เพิ่มขึ้น", "ไตรมาส", "ร้อยละ", "ราคาขาย", "ลูกค้า", "สาเหตุ", "ปรับตัว", "เฉลี่ย" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 25, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_ca6297c2083746d4be05db0ca35c7a32", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nรายได้ของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nรายได้ของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nYoY\nQoQ\nYTD\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\n1,475\n435\n1,656\n12%\n281%\n3,006\n2,091\n(30%)\nค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP)\n977\n3,274\n(20%)\n235%\n7,451\n4,251\n(43%)\nค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP)\n4,088\n2\n2\n(33%)\n-\n6\n3\n(50%)\nเงินรับเพื่อน าส่งกองทุนพัฒนนาไฟฟ้า\n3\nรวมรายได้จากการขายไฟฟ้า\n5,566\n1,414\n4,932\n(11%)\n249%\n10,464\n6,345\n(39%)\n15\n0.4\n0.4\n(97%)\n48\n0.8\n(98%)\nรายได้จากสัญญาเช่าทางการเงิน\n-\n-\n-\n-\n-\n-\n-\n-\nรายได้จากการขายน้าเพื่อการอุตสาหกรรม\n-\nรวมรายได้\n5,581\n1,414\n4,932\n(12%)\n249%\n10,512\n6,346\n(40%)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\n12,094\n10,263\n11,405\n(6%)\n23,692\n21,669\n(9%)\nรวมรายได้จากการขายไฟฟ้า\n11%\n4,205\n4,242\n4,731\n13%\n8,495\n8,973\n6%\nรวมรายได้จากการขายไอน้า\n12%\n196\n296\n224\n14%\n410\n520\n27%\nรายได้จากการขายผลิตภัณฑ์อื่น ๆ\n(24%)\nรวมรายได้\n16,495\n14,802\n16,361\n(1%)\n11%\n32,597\n31,162\n(4%)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ\n338\n22%\n574\n627\n9%\nรายได้จากการขายไฟฟ้า\n278\n288\n17%\n43\n(4%)\n86\n82\n(5%)\nรายได้ขายน้าเย็น\n45\n39\n10%\n(48%)\n121\n138\n14%\n77\n98\n40\n(59%)\nรายได้อื่น ๆ\n400\n425\n421\n5%\n(1%)\n781\n846\n8%\nรวมรายได้\n22,476\n16,640\n21,714\n(3%)\n30%\n43,890\n38,354\n(13%)\nรวมรายได้ของโรงไฟฟ้า (IPP + SPP + VSPP)\nตารางที่ 5 : รายได้แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\nรายได้ของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2568\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 4,932 ล้านบาท เพิ่มขึ้น3,518 ล้านบาทหรือ\nร้อยละ249 โดยสาเหตุหลักมาจากรายได้ของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เพิ่มขึ้น 3,331 ล้านบาท จาก รายได้ค่าความพร้อมจ่ายที่เพิ่มขึ้น\nเนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ในสถานะพร้อมจ่ายไฟฟ้าและสามารถรองรับการเรียกรับไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เต็ม\nไตรมาสในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ขณะที่ในไตรมาสที่ 1ปี 2569มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า\nจ านวน 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ประกอบกับค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)\nเพิ่มขึ้น ตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่เพิ่มขึ้น (ไตรมาสที่ 2ปี 2569จ านวน 91 วัน, ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จ านวน 4 วัน) โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ\nเพิ่มขึ้น 133 ล้านบาท จากรายได้ที่เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีเพิ่มขึ้น 52 ล้านบาท จาก รายได้ค่าความ\nพร้อมจ่ายที่เพิ่มขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18วัน\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SP P) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 16,361 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 1,559 ล้านบาทหรือร้อยละ 11\nสาเหตุหลักเนื่องจากราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยเพิ่มขึ้นจากค่า FT ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น, ราคาขายไอน้าเพิ่มขึ้นเนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น\nตามโครงสร้างราคาในการส่งผ่านต้นทุนไปยังราคาขาย(Passthrough Structure) และปริมาณความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้า\nอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้าและอุปสงค์ของตลาดที่ปรับตัวดีขึ้น\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 421 ล้านบาท ลดลง 4 ล้านบาทหรือ\nร้อยละ 1 สาเหตุหลักเนื่องจาก รายได้อื่นๆ ลดลง 58 ล้านบาท จากรายได้การออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของบริษัท บริษัท เกทซ์เอน\nเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) เพิ่มขึ้นตามงวดงานของสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง ขณะที่รายได้จากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 50 ล้าน\nบาท สาเหตุหลักมาจากรายได้ขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะ RDF เพิ่มขึ้น 24 ล้านบาท ตามปริมาณการขายไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นเนื่องจากมีจากการหยุดซ่อมบ ารุงนอกแผนงานในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และรายได้ขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ภายใต้บริษัท GRP\nเพิ่มขึ้น 24 ล้านบาทตามฤดูกาล\n18\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n\n| รายได้ของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | |\n| ค่าความพรอ้ มจ่าย (Availability Payment: AP) | 1,475 | 435 | 1,656 | 12% | 281% | 3,006 | 2,091 | (30%) |\n| ค่าพลงั งานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) | 4,088 | 977 | 3,274 | (20%) | 235% | 7,451 | 4,251 | (43%) |\n| เงินรบั เพื่อนา ส่งกองทนุ พฒนั นาไฟฟา้ | 3 | 2 | 2 | (33%) | - | 6 | 3 | (50%) |\n| รวมรายไดจ้ ากการขายไฟฟ้า | 5,566 | 1,414 | 4,932 | (11%) | 249% | 10,464 | 6,345 | (39%) |\n| รายไดจ้ ากสญั ญาเชา่ ทางการเงนิ | 15 | 0.4 | 0.4 | (97%) | - | 48 | 0.8 | (98%) |\n| รายไดจ้ ากการขายนา ้ เพื่อการอตุ สาหกรรม | - | - | - | - | - | - | - | - |\n| รวมรายได้ | 5,581 | 1,414 | 4,932 | (12%) | 249% | 10,512 | 6,346 | (40%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ (SPP) | | | | | | | | |\n| รวมรายไดจ้ ากการขายไฟฟ้า | 12,094 | 10,263 | 11,405 | (6%) | 11% | 23,692 | 21,669 | (9%) |\n| รวมรายไดจ้ ากการขายไอนา ้ | 4,205 | 4,242 | 4,731 | 13% | 12% | 8,495 | 8,973 | 6% |\n| รายไดจ้ ากการขายผลิตภณั ฑอ์ ื่น ๆ | 196 | 296 | 224 | 14% | (24%) | 410 | 520 | 27% |\n| รวมรายได้ | 16,495 | 14,802 | 16,361 | (1%) | 11% | 32,597 | 31,162 | (4%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ มาก (VSPP) และอื่นๆ | | | | | | | | |\n| รายไดจ้ ากการขายไฟฟ้า | 278 | 288 | 338 | 22% | 17% | 574 | 627 | 9% |\n| รายไดข้ ายนา ้ เยน็ | 45 | 39 | 43 | (4%) | 10% | 86 | 82 | (5%) |\n| รายไดอ้ ่นื ๆ | 77 | 98 | 40 | (48%) | (59%) | 121 | 138 | 14% |\n| รวมรายได้ | 400 | 425 | 421 | 5% | (1%) | 781 | 846 | 8% |\n| รวมรายไดข้ องโรงไฟฟ้า (IPP + SPP + VSPP) | 22,476 | 16,640 | 21,714 | (3%) | 30% | 43,890 | 38,354 | (13%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 18, "tags": [ "รายได้", "โรงไฟฟ้า", "เพิ่มขึ้น", "ไตรมาส", "ผู้ผลิต", "Payment", "ขนาดเล็ก", "สาเหตุ", "ประเภท", "ความพร้อม" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 18, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_7c8373b0f31d4c22944a3c3c18dfa05c", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nรายได้ของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า (ต่อ)\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 4,932 ล้านบาท ลดลง649 ล้านบาทหรือ ร้อยละ12 โดยสาเหตุหลักมาจากรายได้ของ โรงไฟฟ้าศรีราชา ลดลง 660 ล้านบาท เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ลดลง 378 ล้านบาท สาเหตุหลักเนื่องจากค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ลดลงตามราคาถ่านหินที่ปรับตัวลดลง ขณะที่โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ เพิ่มขึ้น 252 ล้านบาท ตามการเรียกรับไฟฟ้า ของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้น โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีเพิ่มขึ้น 136 ล้านบาท จากค่า Energy Payment ที่เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โดยในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีการเรียกรับไฟฟ้าจาก กฟผ. จ านวน 12 วัน ขณะที่ในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการเรียกรับไฟฟ้าจาก กฟผ. จ านวน 8 วัน\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 16,361 ล้านบาท ลดลง 134 ล้านบาทหรือร้อยละ 1 สาเหตุหลักเนื่องจากราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยลดลงจากค่า FT ที่ปรับตัวลดลง และราคาขายเฉลี่ยไอน้าลดลงเนื่องจากราคา ก๊าซธรรมชาติลดลงตามโครงสร้างราคาในการส่งผ่านต้นทุนไปยังราคาขาย (Passthrough Structure) ประกอบกับปริมาณการขาย ไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า GSPP11 Phase1 กับ กฟผ. หมดอายุขณะที่ปริมาณความต้องการ ไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นไปตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้าและอุปสงค์ของตลาดที่เพิ่มขึ้น รายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 421 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 20 ล้านบาท หรือร้อยละ 5 สาเหตุหลักมาจากรายได้จากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 60 ล้านบาท สาเหตุหลักมาจากรายได้ขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะ RDF เพิ่มขึ้น 53 ล้านบาท เนื่องจากมีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงาน 30 วันในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ขณะที่รายได้อื่นๆ ลดลง 37 ล้าน บาท สาเหตุหลักเนื่องจากรายได้การออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของบริษัท บริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) ลดลงตามงวดงาน ของสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง\nงวด 6 เดือน ปี 2569 เทียบงวด 6 เดือน ปี 2568\nรายได้รวมของโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 6,346 ล้านบาท ลดลง4,166 ล้านบาท หรือ ร้อยละ40 โดยสาเหตุหลักมาจากรายได้ของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ลดลง 3,333 ล้านบาท สาเหตุหลักเนื่องจากรายได้ค่าความ พร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวม ระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าพลังงานไฟฟ้า ลดลง ตามการ เรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. (งวด 6 เดือน ปี 2569 จ านวน 95 วัน, งวด 6 เดือน ปี 2568 จ านวน 153 วัน) โรงไฟฟ้าศรีราชา ลดลง 1,633 ล้านบาท เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 ขณะที่โรงไฟฟ้าห้วย เหาะ เพิ่มขึ้น 377 ล้านบาท ตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้น โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีเพิ่มขึ้น 416 ล้านบาท จากค่าพลังงาน ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. (งวด 6 เดือน ปี 2569 จ านวน 29 วัน, งวด 6 เดือน ปี 2568 จ านวน 10 วัน) รายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 31,162 ล้านบาท ลดลง1,435 ล้านบาทหรือ ร้อยละ 4 สาเหตุหลักเนื่องจากราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยลดลงจากค่า FT ที่ปรับตัวลดลง และราคาขายเฉลี่ยไอน้าลดลงเนื่องจากราคา ก๊าซธรรมชาติลดลงตามโครงสร้างราคาในการส่งผ่านต้นทุนไปยังราคาขาย (Passthrough Structure) รวมทั้งปริมาณการขายไฟฟ้า ให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า GSPP3 และ GSPP11 Phase1 กับ กฟผ. หมดอายุขณะที่ปริมาณความ ต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นไปตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า รายได้รวมของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 846 ล้านบาท เพิ่มขึ้น64 ล้าน บาทหรือ ร้อยละ 8 สาเหตุหลักเนื่องจากรายได้ของโรงไฟฟ้าขยะ RDF เพิ่มขึ้นจากปริมาณการขายไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น (ในช่วงครึ่งปีแรก ของปี 2569 หยุดซ่อม 19 วัน ขณะที่ช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 หยุดซ่อม 30 วัน) และรายได้ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ GRP ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากความเข้มแสงที่มากกว่าช่วงเดียวกันของปีที่แล้ว\n19\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 19, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "เพิ่มขึ้น", "รายได้", "ไตรมาส", "สาเหตุ", "มูลค่า", "ร้อยละ", "ราคาขาย", "ปริมาณ", "ปรับตัว" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 32, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_1685be421e094378a1549082f076d876", "content": "ปัจจัยหลักที่ส่งผลกระทบต่อต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ\nปริมาณการใช้ราคา : ก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU)\nปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU)\nปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU)\nถ่านหิน\nปริมาณการใช้ถ่านหินของ GLOW (Ton JPU**)\nราคาเฉลี่ยถ่านหิน* (USD/Ton JPU**)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU)\nปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU)\nปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘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• ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยน\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nแปลง +/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nYoY\nQoQ\nYTD\n\n1,652\n-\n-\n3,863\n-\n(100%)\n-\n(100%)\n694\n1,480\n1,056\n839\n2,537\n52%\n(29%)\n202%\n2,346\n1,480\n1,056\n4,702\n2,537\n(55%)\n(29%)\n(46%)\n475,980\n22,852\n510,465\n809,740\n533,317\n7%\nN/A\n(34%)\n198\n169\n138\n205\n140\n(30%)\n(18%)\n(32%)\n\n5%\n3%\n5%\n13,555\n13,841\n14,288\n26,914\n28,129\n(8%)\n0.03%\n(6%)\n16,931\n15,572\n15,567\n32,954\n31,139\n2%\n30,486\n29,413\n29,855\n(2%)\n59,868\n59,268\n(1%)\n(1%)\n20%\n(7%)\n360\n299\n358\n352\n329\n42%\n7%\n5%\n126,772\n167,892\n180,450\n331,386\n348,342\n6%\n12%\n(5%)\n109\n104\n116\n116\n110\n\nตารางที่ 6 : ตารางแสดงเชื้อเพลิงการผลิต\n\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 1,056,000 MMBTU ลดลง\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 โดยสาเหตุหลักมาจากปริมาณการเรียกรับไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีตามแผนการเรียกรับ\nไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ลดลง และลดลงเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 สาเหตุหลักมาจากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าศรีราชาที่ลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 ส าหรับงวด 6 เดือน ปี\n2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 2,537,000 MMBTU ลดลงจากงวด 6 เดือน ปี 2568 โดยหลักมาจากโรงไฟฟ้า\nศรีราชาสิ้นสุดการผลิตไฟฟ้าตามจ านวนชั่วโมงที่ก าหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 อย่างไรก็ตาม\nปริมาณการเรียกรับไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีเพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 29,855,000 MMBTU เพิ่มขึ้น\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากปริมาณความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนงานการ\nเดินเครื่องของลูกค้า ในขณะที่เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวมลดลง สาเหตุหลักเนื่องจากสัญญา\nซื้อขายไฟฟ้า GSPP11 Phase1 กับ กฟผ. หมดอายุในเดือนตุลาคม 2568 ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 ปริมาณการใช้ก๊าซ\nธรรมชาติรวมประมาณ 59,268,000 MMBTU ลดลงจากงวด 6 เดือน ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า GSPP11\nPhase1 กับ กฟผ. หมดอายุขณะที่ปริมาณความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้นตามแผนงานการเดินเครื่อง\nของลูกค้า\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n20\n\n| ปริมาณการใช้ ราคา : ก๊าซธรรมชาติและถ่านหนิ | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยน แปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | | | | | | | | |\n| ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU) | 1,652 | - | - | (100%) | - | 3,863 | - | (100%) |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU) | 694 | 1,480 | 1,056 | 52% | (29%) | 839 | 2,537 | 202% |\n| ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU) | 2,346 | 1,480 | 1,056 | (55%) | (29%) | 4,702 | 2,537 | (46%) |\n| ถ่านหนิ | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชถ้ ่านหินของ GLOW (Ton JPU**) | 475,980 | 22,852 | 510,465 | 7% | N/A | 809,740 | 533,317 | (34%) |\n| ราคาเฉลี่ยถ่านหิน* (USD/Ton JPU**) | 198 | 169 | 138 | (30%) | (18%) | 205 | 140 | (32%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | | | | | | | | |\n| ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GPSC (‘000 MMBTU) | 13,555 | 13,841 | 14,288 | 5% | 3% | 26,914 | 28,129 | 5% |\n| ปรมิ าณการใชก้ ๊าซธรรมชาติของ GLOW (‘000 MMBTU) | 16,931 | 15,572 | 15,567 | (8%) | 0.03% | 32,954 | 31,139 | (6%) |\n| ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม (‘000 MMBTU) | 30,486 | 29,413 | 29,855 | (2%) | 2% | 59,868 | 59,268 | (1%) |\n| ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติ | | | | | | | | |\n| ราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ย (บาท/MMBTU) | 360 | 299 | 358 | (1%) | 20% | 352 | 329 | (7%) |\n| ถ่านหนิ | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการใชถ้ ่านหินของ GLOW (Ton JPU) | 126,772 | 167,892 | 180,450 | 42% | 7% | 331,386 | 348,342 | 5% |\n| ราคาเฉลี่ยถ่านหิน*(USD/Ton JPU) | 109 | 104 | 116 | 6% | 12% | 116 | 110 | (5%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 20, "tags": [ "ปริมาณ", "ก๊าซธรรมชาติ", "ถ่านหิน", "โรงไฟฟ้า", "เฉลี่ย", "ไตรมาส", "ผู้ผลิต", "ธรรมชาติ", "(100%)", "สาเหตุ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 14, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p020_c1", "page": 20, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p020_c1.png", "width": 437, "height": 255, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p020_c1.png" }, { "id": "p020_c2", "page": 20, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p020_c2.png", "width": 1063, "height": 693, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p020_c2.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_a20faf4f48e646fea21db61f17c3ce0e", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nปัจจัยหลักที่ส่งผลกระทบต่อต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ (ต่อ) • ปริมาณการใช้ถ่านหิน\nผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ปริมาณการใช้ถ่านหินประมาณ 510,465 TonJPU เพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับ ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 สาเหตุเนื่องจาก ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันมีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานและเพื่อปรับปรุง ประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน และเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 ปริมาณการใช้ถ่านหินรวมประมาณ 533,317 TonJPU ลดลงเมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 จากการหยุด ซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า ในไตรมาสที 1 ปี 2569 โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ปริมาณการใช้ถ่านหินประมาณ 180,450 TonJPU เพิ่มขึ้น เมื่อเทียบกับ ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ขณะที่ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 ปริมาณการใช้ถ่านหินรวมประมาณ 348,342 TonJPU เพิ่มขึ้น เมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 สอดคล้องกับความต้องการไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้น\n• ราคาก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน ที่มีการเปลี่ยนแปลง สาเหตุหลักมีดังนี้ราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ยของ SPP ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อยู่ที่ 358 บาทต่อล้านบีทียูเพิ่มขึ้น59 บาทต่อล้านบีทียูหรือร้อยละ 20 จากไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และอยู่ในระดับใกล้เคียงกับไตรมาสเดียวกันของปีก่อน อย่างไรก็ตาม ราคาก๊าซธรรมชาติใน ไตรมาสที่ 2 ปี 2568 เฉลี่ยอยู่ที่ 360 บาทต่อล้านบีทียูรวมผลจากการบันทึกรายการปรับเพิ่มค่าก๊าซธรรมชาติส าหรับงวดเดือน กันยายน–ธันวาคม 2566 หากไม่รวมรายการดังกล่าว ราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ยของโรงไฟฟ้า SPP ในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 จะอยู่ที่ 329 บาทต่อล้านบีทียูส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เพิ่มขึ้น 29 บาทต่อล้านบีทียูหรือร้อยละ 9 จากช่วงเดียวกัน ของปีก่อน การเพิ่มขึ้นดังกล่าวมีสาเหตุหลักจากราคา LNG ในตลาดจรที่ปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ความขัดแย้งใน ตะวันออกกลางและความเสี่ยงด้านการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซ โดยราคา LNG ในตลาดจรเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ประมาณ 18–20 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในช่วงเดือนมีนาคม ปี 2569 จากระดับประมาณ 10–11 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ปี 2569 ก่อนเกิดความขัดแย้ง ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตามฤดูกาลในช่วงฤดูร้อน ส่งผลให้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นองค์ประกอบส าคัญของต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า SPP ปรับตัวสูงขึ้นในไตรมาสดังกล่าว ส าหรับงวด 6 เดือนแรกของปี 2569 ราคาก๊าซธรรมชาติรวมเฉลี่ยของโรงไฟฟ้า SPP อยู่ที่ 329 บาทต่อล้านบีทียูลดลง 23 บาทต่อล้าน บีทียูหรือร้อยละ 7 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน เนื่องจากในช่วงครึ่งแรกของปี 2568 ราคา LNG อยู่ในระดับค่อนข้างสูงที่ประมาณ 12–15 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูจากความตึงเครียดด้านภูมิรัฐศาสตร์โดยเฉพาะความขัดแย้งระหว่างอิสราเอลและอิหร่าน รวมถึง การสิ้นสุดสัญญาการส่งผ่านก๊าซธรรมชาติของรัสเซียไปยังยุโรปผ่านยูเครน ภายหลังสถานการณ์ดังกล่าวเริ่มคลี่คลาย ประกอบกับ ตลาดคาดการณ์ว่าอุปทาน LNG ใหม่จะทยอยเข้าสู่ตลาดในช่วงปี 2569–2570 ราคา LNG จึงปรับลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 10–11 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ก่อนกลับมาปรับตัวสูงขึ้นในไตรมาสที่ 2 จากความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ระลอกใหม่ทั้งนี้ระดับราคาที่ลดลงในไตรมาสแรกยังส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยส าหรับงวด 6 เดือนแรกของปี2569 อยู่ใน ระดับต่ากว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน\nราคาเฉลี่ยถ่านหิน IPP ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อยู่ที่อยู่ที่ 138ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUลดลง 31ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือ ร้อยละ 18 จากไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และลดลง 60 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือร้อยละ 30 จากไตรมาสเดียวกันของปีก่อน ส าหรับงวด 6 เดือนแรกของปี 2569 ราคาเฉลี่ยถ่านหินอยู่ที่ 140 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPU ลดลง 65 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPU หรือร้อยละ 32 จากช่วง เดียวกันของปีก่อนการลดลงดังกล่าวมีสาเหตุหลักจากโครงสร้างราคาถ่านหินของโรงไฟฟ้า IPPซึ่งอ้างอิงค่าเฉลี่ยของดัชนี BREEและ ACR ย้อนหลังประมาณ 1 ปีประกอบกับบริษัทบันทึกต้นทุนถ่านหินตามวิธีถัวเฉลี่ยถ่วงน้าหนัก (Weighted Average) ส่งผลให้ต้นทุนถ่านหิน ทยอยสะท้อนแนวโน้มราคาถ่านหินในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงในช่วงปีก่อนหน้า\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 21", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 21, "tags": [ "ไตรมาส", "ถ่านหิน", "ก๊าซธรรมชาติ", "บีทียู", "เพิ่มขึ้น", "ดอลลาร์สหรัฐ", "โรงไฟฟ้า", "เฉลี่ย", "ร้อยละ", "ปีก่อน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 33, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_349ef1679a4040719cfa43efda367040", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nปัจจัยหลักที่ส่งผลกระทบต่อต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ (ต่อ)\n• ราคาก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน ที่มีการเปลี่ยนแปลง สาเหตุหลักมีดังนี้ราคาเฉลี่ยถ่านหิน SPP ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 อยู่ที่ 116 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPU เพิ่มขึ้น 12 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPU หรือ ร้อยละ 12 จากไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และเพิ่มขึ้น 7 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPU หรือร้อยละ 6 จากไตรมาสเดียวกันของปีก่อน การเพิ่มขึ้น ดังกล่าวมีสาเหตุหลักจากภาวะอุปทานถ่านหินในภูมิภาคที่ตึงตัวขึ้น โดยปริมาณการผลิตและการส่งออกถ่านหินจากอินโดนีเซีย ซึ่งเป็นแหล่งส่งออกถ่านหินส าคัญของภูมิภาค ปรับตัวลดลง ประกอบกับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายและการบริหารจัดการการส่งออกของ อินโดนีเซีย ส่งผลให้ความกังวลด้านความเพียงพอของอุปทานในตลาดเพิ่มขึ้น นอกจากนี้สถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางและ ความเสี่ยงต่อการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบฮอร์มุซ ส่งผลให้ราคา LNGปรับตัวสูงขึ้นและอุปทานมีความไม่แน่นอน ผู้ผลิตไฟฟ้าในหลาย ประเทศของภูมิภาคเอเชียจึงเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติส่งผลให้อุปสงค์ถ่านหินน าเข้าปรับตัว สูงขึ้นและเป็นปัจจัยสนับสนุนราคาถ่านหินในช่วงไตรมาสดังกล่าว ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 ราคาเฉลี่ยถ่านหินของโรงไฟฟ้า SPP อยู่ที่ 110 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPU ลดลง 6 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน JPUหรือร้อยละ 5 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยราคาที่อยู่ในระดับต่า ในช่วงไตรมาสแรกยังส่งผลให้ราคาเฉลี่ยส าหรับงวด 6เดือนลดลง แม้ว่าราคาจะปรับตัวสูงขึ้นในไตรมาสที่ 2ตามภาวะอุปสงค์และอุปทานใน ตลาดโลก\nทั้งนี้ต้นทุนถ่านหินของโรงไฟฟ้า SPP อ้างอิงดัชนีราคาถ่านหินอินโดนีเซีย ICI 2 และ ICI 3 ซึ่งเคลื่อนไหวตามภาวะตลาดถ่านหิน ในภูมิภาคและทิศทางของดัชนี NEWC บางส่วน ขณะที่ราคาถ่านหินของ โรงไฟฟ้า IPP อ้างอิงราคาเฉลี่ยของดัชนี BREE และACR ย้อนหลังประมาณ 1 ปีนอกจากนี้บริษัทบันทึกต้นทุนถ่านหินตามวิธีถัวเฉลี่ยถ่วงน้าหนัก (WeightedAverage)ส่งผลให้ต้นทุนถ่านหินที่รับรู้ในงบการเงินทยอยสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของราคาตลาด และอาจแตกต่างจากราคาถ่านหินอ้างอิง ณ ช่วงเวลาเดียวกัน\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 22", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 22, "tags": [ "ถ่านหิน", "ไตรมาส", "ดอลลาร์สหรัฐ", "ต้นทุน", "เฉลี่ย", "เพิ่มขึ้น", "อุปทาน", "ภูมิภาค", "ปรับตัว", "การเปลี่ยนแปลง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 17, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_89666c7000dd4a0484bb55badee13ecc", "content": "ต้นทุนของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\nต้นทุนของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nก๊าซธรรมชาติถ่านหิน\nอื่น ๆ\nรวมต้นทุนวัตถุดิบ\nค่าบ ารุงรักษา\nอื่น ๆ (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nรวมต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nก๊าซธรรมชาติถ่านหิน\nวัตถุดิบอื่น ๆ\nรวมต้นทุนวัตถุดิบ\nค่าบ ารุงรักษา\nอื่นๆ (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nรวมต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ\nก๊าซธรรมชาติและวัตถุดิบอื่น ๆ\nรวมต้นทุนวัตถุดิบ\nค่าบ ารุงรักษา\nอื่น ๆ (ไม่รวมค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย)\nรวมต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ\nรวมต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการ(IPP + SPP + VSPP)\n\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nYoY\nQoQ\nYTD\n1,013\n534\n495\n(51%)\n(7%)\n2,029\n1,028\n(49%)\n3,214\n122\n2,330\n(28%)\nN/A\n5,657\n2,453\n(57%)\n88\n93\n68\n(23%)\n(27%)\n177\n161\n(9%)\n4,315\n749\n2,893\n(33%)\n286%\n7,864\n3,642\n(54%)\n31\n84\n74\n139%\n(12%)\n68\n158\n132%\n186\n162\n186\n-\n15%\n371\n349\n(6%)\n4,532\n995\n3,154\n(30%)\n217%\n8,303\n4,148\n(50%)\n10,964\n8,796\n10,676\n(3%)\n21%\n21,061\n19,472\n(8%)\n470\n553\n690\n47%\n25%\n1,317\n1,243\n(6%)\n320\n396\n392\n23%\n(1%)\n778\n788\n1%\n11,754\n9,745\n11,758\n-\n21%\n23,156\n21,504\n(7%)\n308\n245\n286\n(7%)\n17%\n588\n532\n(10%)\n590\n595\n600\n2%\n1%\n1,157\n1,195\n3%\n12,652\n10,585\n12,645\n(0.1%)\n19%\n24,901\n23,230\n(7%)\n103\n130\n88\n218\n(15%)\n(32%)\n194\n12%\n103\n130\n88\n(15%)\n(32%)\n194\n218\n12%\n22\n16\n19\n38\n35\n(14%)\n19%\n(8%)\n46\n40\n33\n82\n73\n(28%)\n(18%)\n(11%)\n171\n186\n140\n(18%)\n(25%)\n314\n326\n4%\n17,354\n11,766\n15,938\n33,519\n27,705\n(8%)\n35%\n(17%)\nตารางที่ 7 : ต้นทุนแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\n\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IP P ) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 3,154 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 2,159\nล้านบาท หรือร้อยละ 217 สาเหตุหลักมาจากต้นทุนค่าถ่านหินเพิ่มขึ้น 2,208 ล้านบาท สาเหตุหลักจากปริมาณการใช้ถ่านหินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจากใน ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.เต็ม\nไตรมาส ขณะที่ใน ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน\nในขณะที่ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง 39 ล้านบาท จากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีที่ลดลงตามปริมาณการเรียกรับ\nไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ลดลง\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 12,645 ล้านบาทเพิ่มขึ้น\n2,060 ล้านบาท หรือร้อยละ 19 โดยมีสาเหตุหลักจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับทิศทางราคาก๊าซ\nธรรมชาติและถ่านหินในตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ประกอบกับปริมาณการใช้เชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นตามการผลิตไฟฟ้าและไอน้า ซึ่ง\nเป็นไปตามความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\nต้นทุนขายสินค้าและบริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 140 ล้านบาท\nลดลง 46 ล้านบาท หรือร้อยละ 25 สาเหตุหลักมาจากการปรับปรุงต้นทุนสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของ บริษัท\nเกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) ให้สอดคล้องกับความส าเร็จของงานในแต่ละช่วงเวลา\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n23\n\n| ต้นทนุ ของโรงไฟฟ้า (หน่วย : ล้านบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | 1,013 | 534 | 495 | (51%) | (7%) | 2,029 | 1,028 | (49%) |\n| ถ่านหิน | 3,214 | 122 | 2,330 | (28%) | N/A | 5,657 | 2,453 | (57%) |\n| อื่น ๆ | 88 | 93 | 68 | (23%) | (27%) | 177 | 161 | (9%) |\n| รวมต้นทนุ วัตถุดบิ | 4,315 | 749 | 2,893 | (33%) | 286% | 7,864 | 3,642 | (54%) |\n| ค่าบา รุงรกั ษา | 31 | 84 | 74 | 139% | (12%) | 68 | 158 | 132% |\n| อื่น ๆ (ไมร่วมค่าเสื่อมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย) | 186 | 162 | 186 | - | 15% | 371 | 349 | (6%) |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าและการใหบ้ ริการ | 4,532 | 995 | 3,154 | (30%) | 217% | 8,303 | 4,148 | (50%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ (SPP) | | | | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาติ | 10,964 | 8,796 | 10,676 | (3%) | 21% | 21,061 | 19,472 | (8%) |\n| ถ่านหิน | 470 | 553 | 690 | 47% | 25% | 1,317 | 1,243 | (6%) |\n| วตั ถดุ ิบอื่น ๆ | 320 | 396 | 392 | 23% | (1%) | 778 | 788 | 1% |\n| รวมต้นทนุ วัตถุดบิ | 11,754 | 9,745 | 11,758 | - | 21% | 23,156 | 21,504 | (7%) |\n| ค่าบา รุงรกั ษา | 308 | 245 | 286 | (7%) | 17% | 588 | 532 | (10%) |\n| อื่นๆ (ไมร่วมค่าเสื่อมราคาและคา่ ตดั จา หน่าย) | 590 | 595 | 600 | 2% | 1% | 1,157 | 1,195 | 3% |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าและการใหบ้ ริการ | 12,652 | 10,585 | 12,645 | (0.1%) | 19% | 24,901 | 23,230 | (7%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลติ ไฟฟ้าขนาดเลก็ มาก (VSPP) และอื่นๆ | | | | | | | | |\n| ก๊าซธรรมชาตแิ ละวตั ถดุ ิบอื่น ๆ | 103 | 130 | 88 | (15%) | (32%) | 194 | 218 | 12% |\n| รวมต้นทนุ วัตถุดบิ | 103 | 130 | 88 | (15%) | (32%) | 194 | 218 | 12% |\n| ค่าบา รุงรกั ษา | 22 | 16 | 19 | (14%) | 19% | 38 | 35 | (8%) |\n| อื่น ๆ (ไมร่วมค่าเสื่อมราคาและค่าตดั จา หนา่ ย) | 46 | 40 | 33 | (28%) | (18%) | 82 | 73 | (11%) |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าและการใหบ้ ริการ | 171 | 186 | 140 | (18%) | (25%) | 314 | 326 | 4% |\n| รวมต้นทนุ ขายสินค้าและการใหบ้ ริการ (IPP + SPP + VSPP) | 17,354 | 11,766 | 15,938 | (8%) | 35% | 33,519 | 27,705 | (17%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 23, "tags": [ "ต้นทุน", "โรงไฟฟ้า", "สินค้า", "ไตรมาส", "ถ่านหิน", "เพิ่มขึ้น", "ก๊าซธรรมชาติ", "เสื่อม", "ให้บริการ", "ผู้ผลิต" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 12, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p023_c1", "page": 23, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p023_c1.png", "width": 1063, "height": 623, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p023_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_911838b7a4c146ac96aaf48719e99f48", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nต้นทุนของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า (ต่อ)\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IP P ) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 3,154 ล้านบาท ลดลง 1,378 ล้านบาท หรือร้อยละ 30 จากสาเหตุหลักเนื่องจากต้นทุนค่าถ่านหินลดลง 884 ล้านบาท จากปริมาณการใช้ถ่านหินของโรงไฟฟ้า เก็คโค่-วัน ตามการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. และ ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง 483 ล้านบาท สาเหตุหลักมา จากปริมาณการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าศรีราชาที่ลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ใน เดือนพฤษภาคม 2568\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 12,645 ล้านบาทลดลง 7 ล้านบาท หรือร้อยละ 0.1 จากสาเหตุหลักเนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง 288 ล้านบาท จากปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ลดลง จากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ GSPP11 Phase กับ กฟผ.หมดอายุในเดือนตุลาคม 2568 ขณะที่ต้นทุนค่าถ่านหินเพิ่มขึ้น 220 ล้าน บาท สาเหตุจากปริมาณการใช้ถ่านหินที่เพิ่มขึ้น โดย เป็นไปตามความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของลูกค้าอุตสาหกรรมที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับราคาถ่านหินที่ปรับตัวสูงขึ้นสอดคล้องกับราคาถ่านหินในตลาดโลก ต้นทุนขายสินค้าและบริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 140 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 43 ล้านบาท หรือร้อยละ 30 จากสาเหตุหลักมาจากการปรับปรุงต้นทุนสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของ บริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) ให้สอดคล้องกับความส าเร็จของงานในแต่ละช่วงเวลา\nงวด 6 เดือน ปี 2569 เทียบงวด 6 เดือน ปี 2568\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) งวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 4,148 ล้านบาทลดลง 4,155 ล้านบาทหรือร้อยละ50 จากสาเหตุหลัก จากต้นทุนค่าถ่านหินลดลง 3,204 ล้านบาท จากปริมาณการใช้ถ่านหินที่ลดลงของ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน เนื่องจาก ใน ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนและเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน และต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติลดลง 1,001 ล้านบาท สาเหตุหลักมาจากปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า โกลว์ไอพีพีที่ลดลงตามการด าเนินการผลิตตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าศรีราชาที่ลดลง เนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบ ตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 ขณะที่ค่าบ ารุงรักษาและค่าใช้จ่ายอื่นๆ เพิ่มขึ้น 68 ล้านบาท สาเหตุหลักมาจากค่าซ่อมบ ารุงโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน จากการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการ ปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า ในไตรมาสที 1 ปี 2569\nต้นทุนขายสินค้าและการให้บริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) งวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 23,230 ล้านบาท ลดลง 1,671 ล้านบาท หรือร้อยละ 7 จากสาเหตุหลักเนื่องจากต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติลดลง 1,589 ล้านบาท สาเหตุจากมีการบันทึกปรับ เพิ่มค่าก๊าซธรรมชาติงวดเดือนกันยายน - ธันวาคม 2566 ในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 หากไม่รวมรายการปรับปรุงดังกล่าวต้นทุนค่า ก๊าซธรรมชาติงวด 6 เดือน ปี 2569 ลดลง 660 ล้านบาท เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง รวมทั้งต้นทุนค่าถ่าน หินลดลง 74 ล้านบาท จากราคาเฉลี่ยถ่านหินที่ปรับตัวลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน ต้นทุนขายสินค้าและบริการของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ งวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 326 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 12 ล้านบาท หรือร้อยละ 4 สาเหตุหลักจากการปรับปรุงต้นทุนสัญญาผู้รับเหมาออกแบบและก่อสร้าง (EPC) ของบริษัท บริษัท เกทซ์เอนเนอร์ยี่จ ากัด (Getz) ให้สอดคล้องกับความส าเร็จของงานในแต่ละช่วงเวลา\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 24", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 24, "tags": [ "ต้นทุน", "โรงไฟฟ้า", "สาเหตุ", "ไตรมาส", "ถ่านหิน", "ก๊าซธรรมชาติ", "สินค้า", "มูลค่า", "ร้อยละ", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 27, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_f9e5d856f9e24c87898454a3b3c3408c", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\nเปลี่ยน\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nผลประกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nแปลง +/(-)\nYoY\nQoQ\nYTD\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nก าไรขั้นต้น\n1,049\n419\n1,778\n69%\n324%\n2,209\n2,197\n(1%)\nอัตราก าไรขั้นต้น\n19%\n30%\n36%\n17%\n6%\n21%\n35%\n14%\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nก าไรขั้นต้น\n3,844\n4,216\n3,716\n(3%)\n(12%)\n7,695\n7,932\n3%\nอัตราก าไรขั้นต้น\n23%\n28%\n23%\n-\n(5%)\n24%\n25%\n1%\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ\nก าไรขั้นต้น\n230\n239\n281\n22%\n18%\n467\n520\n11%\nอัตราก าไรขั้นต้น\n57%\n56%\n67%\n10%\n11%\n60%\n61%\n1%\nตารางที่ 10 : ก าไรขั้นต้นแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2569\n• ก าไรขั้นต้นของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP ) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 1,778 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 1,359 ล้านบาท หรือร้อยละ 324 เมื่อสาเหตุหลักเนื่องจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายเพิ่มขึ้นเนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ในสถานะพร้อมจ่าย\nไฟฟ้าและสามารถรองรับการเรียกรับไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เต็มไตรมาสในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ขณะที่ในไตรมาสที่ 1ปี 2569มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน โรงไฟฟ้าห้วย\nเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายเพิ่มขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1ปี\n2569มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18วัน\nงวด 12 เดือน ปี 2567 เทียบงวด 12 เดือน ปี 2566\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 3,716 ล้านบาท ลดลง 500 ล้านบาท หรือร้อยละ\n12 สาเหตุหลักมาจากส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงปรับตัวลดลง เนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูงกว่าการปรับ\nเพิ่มขึ้นของค่า Ftแต่การปรับเพิ่มขึ้นของค่า Ftสามารถบรรเทาผลกระทบจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นได้บางส่วน รวมทั้งในไตรมาสที่ 1\nปี 2569 บริษัทฯ มีการรับรู้รายได้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ขณะที่ในไตรมาสที่ 2ปี 2569ไม่มีรายการดังกล่าว อย่างไรก็ตาม\nปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้กับลูกค้าลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ในขณะที่ค่าใช้จ่ายคงที่เพิ่มขึ้นสาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 281 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 42 ล้าน\nบาท หรือร้อยละ 18 สาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรขั้นต้นของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ GRP ที่ปรับตัวดีขึ้นตามความเข้มแสงที่ปรับตัวดีขึ้นตามฤดูกาล ประกอบกับก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้า RDF ปรับตัวดีขึ้น เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี2569 มีการหยุด\nซ่อมบ ารุงนอกแผนงาน 18 วัน\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568\n• ก าไรขั้นต้นของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 1,778 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 729 ล้านบาท หรือร้อยละ\n69สาเหตุหลัก เนื่องจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy margin) เพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นผลทางบัญชีที่ราคาต้นทุน\nถ่านหินเฉลี่ยจากถ่านหินคงคลังมีความใกล้เคียงกับรายได้ที่สามารถเรียกเก็บจาก กฟผ. โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้จากการขาย\nไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 3,716 ล้านบาท ลดลง 128ล้านบาท หรือร้อยละ3\nสาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไรผันแปร (Contribution Margin) ลดลง จาก ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยลดลงจากค่า Ft ที่ปรับตัวลดลงเมื่อ\nเปรียบเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน ประกอบกับปริมาณการขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ.ลดลง จากการหมดอายุสัญญาซื้อขาย\nไฟฟ้ากับทาง กฟผ.ของ โรงไฟฟ้า GSPP11 Phase1 ในเดือนตุลาคม 2568 อย่างไรก็ตามความต้องการไฟฟ้าและไอน้าของ\nลูกค้าอุตสาหกรรมปรับตัวเพิ่มขึ้นตาม แผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n25\n\n| ผลประกอบการ (หน่วย : ล้านบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยน แปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | |\n| กา ไรขนั้ ตน้ | 1,049 | 419 | 1,778 | 69% | 324% | 2,209 | 2,197 | (1%) |\n| อตั รากา ไรขนั้ ตน้ | 19% | 30% | 36% | 17% | 6% | 21% | 35% | 14% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | | | | |\n| กา ไรขนั้ ตน้ | 3,844 | 4,216 | 3,716 | (3%) | (12%) | 7,695 | 7,932 | 3% |\n| อตั รากา ไรขนั้ ตน้ | 23% | 28% | 23% | - | (5%) | 24% | 25% | 1% |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ | | | | | | | | |\n| กา ไรขนั้ ตน้ | 230 | 239 | 281 | 22% | 18% | 467 | 520 | 11% |\n| อตั รากา ไรขนั้ ตน้ | 57% | 56% | 67% | 10% | 11% | 60% | 61% | 1% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 25, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ไตรมาส", "ขั้นต้น", "เพิ่มขึ้น", "ผู้ผลิต", "ขนาดเล็ก", "สาเหตุ", "ปรับตัว", "ลูกค้า", "มูลค่า" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 23, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_5828e118d3f34e35a45b81caa50e8a95", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า (ต่อ)\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 281 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 51 ล้าน\nบาท หรือร้อยละ 22 โดยมีสาเหตุหลัก มาจากก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้า RDF ปรับตัวดีขึ้น เนื่องจากมีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงาน 30 วันในไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nงวด 6 เดือน ปี 2569 เทียบงวด 6 เดือน ปี 2568\n• ก าไรขั้นต้นของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP ) งวด 6 เดือนปี 2569 มีมูลค่า 2,197 ล้านบาท ลดลง 12 ล้านบาท หรือร้อยละ 1\nจากงวด 6 เดือนแรก ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี\n2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าว ขณะที่ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (EnergyMargin)ปรับตัวดีขึ้น จากการรับรู้ผลขาดทุนจาก\nส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลง ตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลงและการบริหารจัดการถ่านหินอย่างมีประสิทธิภาพ โรงไฟฟ้า\nศรีราชา ค่าความพร้อมจ่ายปรับตัวลดลงเนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในเดือน\nพฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตาม\nแผนงานจ านวน 18วัน ประกอบกับค่าใช้จ่ายคงที่เพิ่มขึ้นสาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตาม\nช่วงเวลา ขณะที่โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) งวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 7,932 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 237 ล้านบาท หรือ\nร้อยละ 3 จากงวด 6 เดือนแรก ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจากส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนหลักจากต้นทุน\nก๊าซธรรมชาติและถ่านหินที่ลดลง แม้ว่าจะถูกชดเชยบางส่วนจากการปรับลดลงของค่า Ft รวมทั้งในไตรมาสที่ 1 ปี 2569บริษัทฯ มีการรับรู้รายได้ค่า MinimumTake-or-Pay(MTOP)ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้า\nหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ประกอบกับปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้กับลูกค้าลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตาม\nแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า อย่างไรก็ตาม ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า\nโกลว์เอสพีพีสาม (“GSPP3”) กับกฟผ. หมดอายุในเดือนมีนาคม 2568 และโรงไฟฟ้าโกลว์เอสพีพีสิบเอ็ด ระยะที่ 1(“GSPP11\nPhase1”) ในเดือนตุลาคม 2568\n• ก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ งวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 520 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 53\nล้านบาท หรือร้อยละ 11 จากงวด 6 เดือนแรก ปี 2568 โดยมีสาเหตุหลักก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้า RDF ปรับตัวดีขึ้น เนื่องจากมิมาณการขายไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น (ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2569 หยุดซ่อม19 วัน ขณะที่ช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 หยุดซ่อม 30 วัน)\nและก าไรขั้นต้นของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ GRP ที่ปรับตัวดีขึ้นจากความเข้มแสงที่มากกว่าช่วงเดียวกันของปีที่แล้ว\nค่าใช้จ่ายอื่นๆ\nค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร และอื่นๆ\n(หน่วย : ล้านบาท)\nค่าใช้จ่ายในการขายและการบริหาร\nค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย\nต้นทุนทางการเงิน\nค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ขาดทุน (ก าไร) จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิรวมค่าใช้จ่ายอื่นๆ\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nYTD\nYoY\nQoQ\n517\n489\n562\n1,037\n1,051\n1%\n9%\n15%\n2,347\n2,290\n2,386\n4,671\n4,676\n0.1%\n2%\n4%\n1,292\n1,137\n1,109\n2,673\n2,245\n(16%)\n(14%)\n(2%)\n(11)\n73\n135\n56\n208\n271%\nN/A\n85%\n(301)\n(226)\n(68)\n(244)\n(294)\n20%\n(77%)\n(70%)\n3,844\n3,762\n4,124\n7%\n10%\n8,192\n7,886\n(4%)\nตารางที่ 9 : ค่าใช้จ่ายอื่นๆ\n\n26\n\n| ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร และอนื่ ๆ (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | | | | YTD |\n| | | | | YoY | QoQ | | | |\n| คา่ ใชจ้ ่ายในการขายและการบรหิ าร | 517 | 489 | 562 | 9% | 15% | 1,037 | 1,051 | 1% |\n| คา่ เส่อื มราคาและคา่ ตดั จา หน่าย | 2,347 | 2,290 | 2,386 | 2% | 4% | 4,671 | 4,676 | 0.1% |\n| ตน้ ทนุ ทางการเงิน | 1,292 | 1,137 | 1,109 | (14%) | (2%) | 2,673 | 2,245 | (16%) |\n| คา่ ใชจ้ ่ายภาษีเงินได้ | (11) | 73 | 135 | N/A | 85% | 56 | 208 | 271% |\n| ขาดทนุ (กา ไร) จากอตั ราแลกเปล่ยี นสทุ ธิ | (301) | (226) | (68) | (77%) | (70%) | (244) | (294) | 20% |\n| รวมค่าใช้จ่ายอนื่ ๆ | 3,844 | 3,762 | 4,124 | 7% | 10% | 8,192 | 7,886 | (4%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 26, "tags": [ "โรงไฟฟ้า", "ค่าใช้จ่าย", "ขั้นต้น", "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "สาเหตุ", "ปรับตัว", "มูลค่า", "ร้อยละ", "ดีขึ้น" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 22, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_f955abf802414dc89c02b05e782f07c3", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีจ านวน 4,124 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 362 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 10 สาเหตุหลัก เพราะ ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิมีจ านวน 68 ล้านบาท ลดลง 158 ล้านบาทหรือร้อยละ 70 (ไตรมาสที่ 1 ปี 2569 : ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยน 226 ล้านบาท) สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยัง ไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการ ลงทุนในโครงการ CFXD ลดลงเนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่าในระดับที่น้อยกว่าช่วงไตรมาสที่แล้ว ค่าเสื่อมราคาและค่าตัด จ าหน่าย เพิ่มขึ้น 96 ล้านบาทหรือร้อยละ 4 จากกค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าห้วยเหาะที่เพิ่มขึ้นตามปริมาณการผลิต ภายใต้วิธีคิดค่าเสื่อมราคาแบบหน่วยผลผลิต (Unit of Production) รวมถึงค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันจากงานซ่อมบ ารุงใหญ่ (Major Overhaul) ซึ่งเป็นไปตามแผนการซ่อมบ ารุง เพื่อเสริมสร้างประสิทธิภาพและความพร้อมในการเดินเครื่องในระยะยาว ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร เพิ่มขึ้น 73 ล้านบาทหรือร้อยละ 15 สาเหตุหลักมาจากเงินบริจาคเพื่อสนับสนุนสถาบันวิทย สิริเมธีและโรงเรียนก าเนิดวิทย์ร่วมกับกลุ่ม ปตท. และค่าใช้จ่ายในการพัฒนนาธุรกิจ ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้เพิ่มขึ้น 62ล้านบาท หรือร้อยละ 86 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจาก การบันทึกรายการสัญญาซื้อขายล่วงหน้า และการกลับรายการส ารองหนี้สิน ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 อยู่ในระดับต่ากว่าปกติไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารอื่นๆ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 4,124 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 280 ล้านบาท หรือร้อยละ 7 สาเหตุหลักเนื่องจาก ก าไร จากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิมีจ านวน 68 ล้านบาท ลดลง 233 ล้านบาท (ไตรมาสที่2 ปี 2568: ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยน 301 ล้านบาท) สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ค่าเงินดอลลาร์ไต้หวันใหม่แข็งค่าลดลง เมื่อ เทียบกับไตรมาสที่ 2ปี 2568ส่งผลให้เกิดก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการบันทึกปรับมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่บริษัท โกลบอล รีนิวเอเบิล ชินเนอร์ยี่จ ากัด (“GRSCTW”)กู้ผ่านบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด(“GPSCTC”)เพื่อรองรับ การลงทุนในโครงการ CFXD ลดลงเมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีที่แล้ว ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้เพิ่มขึ้น 146 ล้านบาท เนื่องจากใน ไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์ภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกจ าหน่ายสินทรัพย์ในโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่าย ในการขายและบริหาร เพิ่มขึ้น 45 ล้านบาท หรือร้อยละ 9 สาเหตุหลักมาจาก เงินบริจาคเพื่อสนับสนุนสถาบันวิทยสิริเมธีและ โรงเรียนก าเนิดวิทย์ร่วมกับกลุ่ม ปตท. ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย เพิ่มขึ้น 39 ล้านบาทหรือร้อยละ 2 จากกค่าเสื่อมราคา ของโรงไฟฟ้าห้วยเหาะที่เพิ่มขึ้นตามปริมาณการผลิต ภายใต้วิธีคิดค่าเสื่อมราคาแบบหน่วยผลผลิต (Unit of Production) รวมถึง ค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันจากงานซ่อมบ ารุงใหญ่ (Major Overhaul) ซึ่งเป็นไปตามแผนการซ่อมบ ารุง เพื่อเสริมสร้าง ประสิทธิภาพและความพร้อมในการเดินเครื่องในระยะยาว ในขณะที่ต้นทุนทางการเงิน ลดลง183 ล้านบาทหรือร้อยละ14 จาก การช าระคืนเงินกู้บางส่วนและอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง งวด 6 เดือน ปี 2569 เทียบงวด 6 เดือน ปี 2568\nค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารอื่นๆ ในงวด 6 เดือน ปี 2569 มีมูลค่า 7,886 ล้าน บาท ลดลง 306 ล้านบาท หรือร้อยละ 4 สาเหตุหลักเนื่องจาก ต้นทุนทางการเงิน ลดลง428 ล้านบาทหรือร้อยละ 16 จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วนและอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ย ที่ปรับตัวลดลง ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิเพิ่มขึ้น 50 ล้านบาท (งวด 6 เดือน ปี 2568: ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยน 244 ล้านบาท) สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐ ของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่า ในขณะที่ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้เพิ่มขึ้น 152 ล้านบาท เนื่องจากในงวด 6 เดือน ปี 2568บริษัทฯมีการบันทึกสินทรัพย์ภาษีเงินได้รอตัด บัญชีเพิ่มขึ้นจากการปรับปรุงการบันทึกบัญชีสัญญาเช่าทางการเงินตามมาตรฐาน TFRS16ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้อยู่ในระดับ ต่ากว่าปกติ\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 27", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 27, "tags": [ "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "ค่าใช้จ่าย", "ร้อยละ", "สาเหตุ", "อัตราแลกเปลี่ยน", "บริหาร", "เสื่อม", "ภาษีเงินได้", "เงินกู้" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 32, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_c16ddccb664f421a9de8c6eb460bae43", "content": "ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า\nสัดส่วน\nผลประกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\n25%\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\n24%\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)\n25%\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\n30%\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\n40%\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก 1 จ ากัด (NL1PC)\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)\n40%\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\n33%\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\n40%\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\n49%\nCI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\n25%\nบริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\n25%\nรวมส่วนแบ่งก าไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม\nและการร่วมค้า\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\n\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\n6M/68\n6M/69\nการถือหุ้น Q2/68\nQ1/69\nQ2/69\nYoY\nQoQ\nYTD\n497%\n107%\n(38%)\n112\n377\n102\n232\n609\n100%\n313%\n100%\n-\n(23)\n-\n49\n27\n(88%)\n(67%)\n550%\n27\n(2)\n52\n9\n6\n(100%)\n(633%)\n(200%)\n3\n16\n13\n(16)\n-\nN/A\n(350%)\n(119%)\n2\n26\n1\n(5)\n21\n(100%)\n(100%)\n-\n8\n-\n28\n-\n-\n(100%)\n(100%)\n-\n8\n-\n5\n-\n-\n(62%)\n(35%)\n869%\n239\n16\n447\n155\n171\n(23%)\n(17%)\n(31%)\n(18)\n(16)\n(30)\n(21)\n(37)\n(613%)\n(217%)\nN/A\n204\n(3)\n47\n(238)\n(241)\n100%\n100%\n567%\n-\n0.3\n-\n2\n2\n584\n391\n166\n(72%)\n(58%)\n664\n557\n(16%)\nตารางที่ 10 : ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า\nบริษัทฯ ได้รับ ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้าในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 166 ล้านบาท ขณะที่ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัท\nร่วมและการร่วมค้าในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีมูลค่า 391 ล้านบาท และ ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้าไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีมูลค่า 584 ล้านบาท\nตามล าดับ ส าหรับงวด 6 เดือน ปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า มีมูลค่า 557 ล้านบาท ขณะที่งวด 6 เดือน ปี 2568 มีมูลค่า 664 ล้านบาท\n\n•\n•\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ลดลง 145 ล้านบาท หรือร้อยละ 38 สาเหตุหลักมาจาก\nCFXD ผลประกอบการปรับตัวลดลงตามปัจจัยฤดูกาล ในขณะที่\nXPCL ผลประกอบการลดลงเนื่องจาก ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการรับรู้ก าไรจากการปรับมูลค่าตามวิธีอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริงจ านวน 204 ล้านบาท ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงินและการขยายระยะเวลาช าระคืนเงินกู้ทั้งนี้หากไม่รวมรายการดังกล่าว ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน XPCLในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 จะเพิ่มขึ้นเมื่อ\nเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากผลการด าเนินงานที่ดีขึ้นตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น\n•\nAEPL ผลประกอบการปรับตัวดีขึ้นจากปัจจัยฤดูกาล ประกอบกับมีโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น\nไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nเมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ลดลง 418 ล้านบาท หรือร้อยละ 72 สาเหตุหลักมาจาก\n•\nCFXD ผลประกอบการลดลง สาเหตุหลักจากก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ลดลงจากช่วง\nเดียวกันของปีก่อน เนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่แข็งค่าลดลง\n•\nAEPL ผลประกอบการลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการรับรู้รายได้ทางภาษีซึ่งรับรู้เป็นขาดทุนในปี 2564 จากการไถ่ถอนตราสารหนี้ก่อนก าหนดในปี 2564\nหากไม่รวมรายการดังกล่าว ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 จากรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์\n•\nXPCL ผลประกอบการดีขึ้น ตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น โดยได้รับปัจจัยสนับสนุนจากปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นผลจากการระบายน้าของเขื่อนในประเทศจีน\nงวด 6 เดือน ปี 2569 เทียบงวด 6 เดือน ปี 2568\nส าหรับงวด 6 เดือนปี 2569 ลดลง 107 ล้านบาทหรือร้อยละ 16 เมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก\n•\nCFXD ผลประกอบการลดลง เนื่องจาก ผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ซึ่งปรับลดลงจากช่วง\nเดียวกันของปีก่อน อย่างไรก็ตาม ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind\nTurbine Generator: WTG) ขณะที่ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน\n•\nAEPL ผลประกอบการลดลงเนื่องจาก บริษัทรับรู้รายได้ทางภาษีซึ่งรับรู้เป็นขาดทุนในปี 2564 จากการไถ่ถอนตราสารหนี้ก่อนก าหนดในปี 2564 ในไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nหากไม่รวมรายการดังกล่าว ในครึ่งปีแรกของปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับครึ่งปีแรกของปี 2568 จากรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์\n•\nXPCL ผลประกอบการดีขึ้นเนื่องจากปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น ตาม ปริมาณน้าที่สูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน ประกอบกับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้ก าไรจาก\nรายการพิเศษจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง (Effective Interest Rate: EIR) จ านวน 204ล้านบาท ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงิน รวมถึงการ\nปรับขยายระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n28\n\n| ผลประกอบการ (หน่วย : ลา้ นบาท) | สัดส่วน การถือหนุ้ | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท ไซยะบรุี พาวเวอร ์จา กดั (XPCL) | 25% | 112 | 377 | 232 | 107% | (38%) | 102 | 609 | 497% |\n| บริษัท ราชบรุี พาวเวอร ์จา กดั (RPCL) | 24% | - | (23) | 49 | 100% | 313% | - | 27 | 100% |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรช่นั จา กดั (BIC) | 25% | 27 | (2) | 9 | (67%) | 550% | 52 | 6 | (88%) |\n| บริษัท ผลิตไฟฟา้ นวนคร จา กดั (NNEG) | 30% | 3 | 16 | (16) | (633%) | (200%) | 13 | - | (100%) |\n| บริษัท ไฟฟา้ นา ้ ลิก 1 จา กดั (NL1PC) | 40% | 2 | 26 | (5) | (350%) | (119%) | 1 | 21 | N/A |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท ไทยโซลา่ ร ์รีนิวเอเบิล จา กดั (TSR) | 40% | 8 | - | - | (100%) | - | 28 | - | (100%) |\n| บริษัท อีสเทิรน์ ซีบอรด์ คลีน เอ็นเนอรย์ ี่ จา กดั (ESCE) | 33% | 8 | - | - | (100%) | - | 5 | - | (100%) |\n| บริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL) | 40% | 239 | 16 | 155 | (35%) | 869% | 447 | 171 | (62%) |\n| บริษัท นอู อโว พลสั จา กดั (NUOVO PLUS) | 49% | (18) | (16) | (21) | (17%) | (31%) | (30) | (37) | (23%) |\n| CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD) | 25% | 204 | (3) | (238) | (217%) | N/A | 47 | (241) | (613%) |\n| บริษัท เคปเปล ดีคารบ์ จา กดั (KD) | 25% | - | 0.3 | 2 | 100% | 567% | - | 2 | 100% |\n| รวมส่วนแบ่งกา ไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม และการร่วมค้า | | 584 | 391 | 166 | (72%) | (58%) | 664 | 557 | (16%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 28, "tags": [ "บริษัท", "ไตรมาส", "ส่วนแบ่ง", "ผลประกอบการ", "(100%)", "เงินลงทุน", "มูลค่า", "เพิ่มขึ้น", "ผู้ผลิต", "Limited" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 20, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_d8d6e7bbb7f142f686510fe3d668f7ae", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า (ต่อ)\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nสัดส่วน\n+/(-)\n6M/68\n6M/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nผลประกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nการถือหุ้น\nYoY\nQoQ\nYTD\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\n497%\n107%\n(38%)\n112\n377\n102\n25%\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\n232\n609\n100%\n100%\n313%\n24%\n-\n(23)\n-\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\n49\n27\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)\n(88%)\n(67%)\n550%\n27\n(2)\n52\n25%\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\n9\n6\n(100%)\n(633%)\n(200%)\n3\n16\n13\n30%\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\n(16)\n-\nN/A\n(350%)\n(119%)\n2\n26\n1\n40%\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก 1 จ ากัด (NL1PC)\n(5)\n21\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)\n(100%)\n(100%)\n-\n8\n-\n28\n40%\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\n-\n-\n(100%)\n(100%)\n-\n8\n-\n5\n33%\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\n-\n-\n(62%)\n(35%)\n869%\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\n239\n16\n447\n40%\n155\n171\n(23%)\n(17%)\n(31%)\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\n(18)\n(16)\n(30)\n49%\n(21)\n(37)\n(613%)\n(217%)\nN/A\nCI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\n204\n(3)\n47\n25%\n(238)\n(241)\n100%\n100%\n567%\nบริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\n-\n0.3\n-\n25%\n2\n2\nรวมส่วนแบ่งก าไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม\n584\n391\n166\n(72%)\n(58%)\n664\n557\n(16%)\nและการร่วมค้า\nตารางที่ 10 : ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน XPCL ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า232\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน RPCL ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 49\nล้านบาท ลดลง 145 ล้านบาทหรือร้อยละ 38 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 โดย\nล้านบาท เพิ่มขึ้น 72 ล้านบาทหรือร้อยละ 313 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่1 ปี 2569\nมีสาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการรับรู้ก าไรจากการปรับมูลค่าตาม\nเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 โรงไฟฟ้ามีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน\nวิธีอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริงจ านวน 204 ล้านบาท ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืม\n40 วัน ส่งผลให้ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายในช่วงระยะเวลาดังกล่าว ขณะที่ในไตร\nจากสถาบันการเงินและการขยายระยะเวลาช าระคืนเงินกู้ทั้งนี้หากไม่รวมรายการ\nมาสที่ 2 ปี 2569 กลับมาด าเนินการตามปกติเต็มไตรมาส เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2\nดังกล่าว ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน XPCL ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 จะเพิ่มขึ้นเมื่อ\nปี 2568 เพิ่มขึ้น 49 ล้านบาท หรือร้อยละ 100 และส าหรับงวด 6 เดือนปี2569\nเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากผลการด าเนินงานที่ดีขึ้นตามปริมาณการผลิต\nเพิ่มขึ้น 27 ล้านบาท หรือร้อยละ 100 เนื่องจาก RPCL ได้เปลี่ยนสถานะจากเงิน\nไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ส่วน\nลงทุนในตราสารทุน เป็นบริษัทร่วมฯ (บันทึกเป็นส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุน) ของ\nแบ่งก าไรเพิ่มขึ้น 120 ล้านบาท หรือร้อยละ 107 ตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น\nบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ภายหลังการเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้นจากร้อยละ 15\nโดยได้รับปัจจัยสนับสนุนจากปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นผลจากการระบายน้าของ\nเป็นร้อยละ 24.375\nเขื่อนในประเทศจีน ส าหรับงวด 6 เดือนปี 2569 มีมูลค่า 609 ล้านบาท เพิ่มขึ้น\n507 ล้านบาท หรือร้อยละ 497 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยมีสาเหตุหลัก\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\nจากผลการด าเนินงานที่ปรับตัวดีขึ้นตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับ\nมีการรับรู้ก าไรจากการปรับมูลค่าตามวิธีอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริงในไตรมาสที่ 1 ปีส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน NNEG ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 16\n2569\nล้านบาท เพิ่มขึ้น32 ล้านบาทหรือร้อยละ 200 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่1 ปี 2569\nและเพิ่มขึ้น 19 ล้านบาทหรือร้อยละ 633 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่2 ปี 2568\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\nเนื่องจากก าไรผันแปรปรับตัวลดลง ตามต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\nประกอบกับมีค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับโรงไฟฟ้า NNEG Phase 3 ที่เพิ่มขึ้นภายหลัง\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน BIC ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 9 ล้าน\nบาท เพิ่มขึ้น 11 ล้านบาทหรือร้อยละ 550 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี2569 สาเหตุเปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนเมษายนปี 2569 ส าหรับงวด 6 เดือนปี2569\nหลักมาจากจ านวนวันหยุดซ่อมบ ารุงโรงไฟฟ้าลดลง เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 2\nไม่มีส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน NNEG หรือลดลง 13 ล้านบาท เมื่อเทียบกับ\nปี 2568 ลดลง 18 ล้านบาทหรือร้อยละ 67 สาเหตุหลักเนื่องจากก าไรผันแปรลดลง\nงวด 6เดือนปี 2568 จากค่า Ft ที่ปรับตัวลดลง ประกอบกับมีค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง\nตามต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นและมีการหยุดซ่อมบ ารุงโรงไฟฟ้า\nกับโรงไฟฟ้า NNEG Phase 3 ที่เพิ่มขึ้นภายหลังเปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ใน เดือน\nส าหรับงวด 6 เดือนปี 2569 มีมูลค่า 6 ล้านบาท ลดลง 46 ล้านบาทหรือร้อยละ\nเมษายน 2569\n88 เมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจากมีการหยุดซ่อมบ ารุง\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\nโรงไฟฟ้า และมีก าไรผันแปรลดลงจากค่า Ft ที่ปรับลดลง\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก1 จ ากัด (NL1PC)\nไม่มีการรับรู้ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน TSR ในไตรมาสที่ 2 ปี2569 สาเหตุหลัก เนื่องจากหยุดรับรู้ส่วนแบ่งก าไรของ TSR ตั้งแต่เดือน มิถุนายน 2568 หลังจาก\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน NL1PC ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 5\nได้ลงนามในสัญญาซื้อขายหุ้น (SPA) ของ TSR กับบริษัทคู่ค้าเรียบร้อยแล้ว\nล้านบาท เพิ่มขึ้น 31 ล้านบาทหรือร้อยละ 119 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่1 ปี 2569\nและเพิ่มขึ้น 7 ล้านบาท หรือร้อยละ 350 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 จากการ\nปรับปรุงวิธีการบันทึกบัญชีให้สอดคล้องกับสัญญาซื้อขายไฟกับ EDLที่ปรับปรุงใหม่ส าหรับงวด 6 เดือนปี 2569 ส่วนแบ่งก าไร มีมูลค่า 21 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 20 ล้าน\nบาท เมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 จากการปรับปรุงวิธีการบันทึกบัญชีให้สอดคล้องกับสัญญาซื้อขายไฟกับ EDLที่ปรับปรุงใหม่ซึ่งบันทึกตามปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตและจ าหน่ายตามจริง รวมทั้งปริมาณขายไฟฟ้าสูงขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้า\nเพิ่มขึ้น\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n29\n\n| ผลประกอบการ (หน่วย : ลา้ นบาท) | สัดส่วน การถือหนุ้ | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท ไซยะบรุี พาวเวอร ์จา กดั (XPCL) | 25% | 112 | 377 | 232 | 107% | (38%) | 102 | 609 | 497% |\n| บริษัท ราชบรุี พาวเวอร ์จา กดั (RPCL) | 24% | - | (23) | 49 | 100% | 313% | - | 27 | 100% |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรช่นั จา กดั (BIC) | 25% | 27 | (2) | 9 | (67%) | 550% | 52 | 6 | (88%) |\n| บริษัท ผลิตไฟฟา้ นวนคร จา กดั (NNEG) | 30% | 3 | 16 | (16) | (633%) | (200%) | 13 | - | (100%) |\n| บริษัท ไฟฟา้ นา ้ ลิก 1 จา กดั (NL1PC) | 40% | 2 | 26 | (5) | (350%) | (119%) | 1 | 21 | N/A |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท ไทยโซลา่ ร ์รีนิวเอเบิล จา กดั (TSR) | 40% | 8 | - | - | (100%) | - | 28 | - | (100%) |\n| บริษัท อีสเทิรน์ ซีบอรด์ คลีน เอ็นเนอรย์ ี่ จา กดั (ESCE) | 33% | 8 | - | - | (100%) | - | 5 | - | (100%) |\n| บริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL) | 40% | 239 | 16 | 155 | (35%) | 869% | 447 | 171 | (62%) |\n| บริษัท นอู อโว พลสั จา กดั (NUOVO PLUS) | 49% | (18) | (16) | (21) | (17%) | (31%) | (30) | (37) | (23%) |\n| CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD) | 25% | 204 | (3) | (238) | (217%) | N/A | 47 | (241) | (613%) |\n| บริษัท เคปเปล ดีคารบ์ จา กดั (KD) | 25% | - | 0.3 | 2 | 100% | 567% | - | 2 | 100% |\n| รวมส่วนแบ่งกา ไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม และการร่วมค้า | | 584 | 391 | 166 | (72%) | (58%) | 664 | 557 | (16%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 29, "tags": [ "บริษัท", "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "ส่วนแบ่ง", "ร้อยละ", "เงินลงทุน", "(100%)", "มูลค่า", "ปริมาณ", "ผู้ผลิต" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 1, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_95635eaca8cc49b8b7a12fed0ee5d602", "content": "ผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า (ต่อ)\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\nสัดส่วน\n+/(-)\n6M/68\n6M/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nผลประกอบการ (หน่วย : ล้านบาท)\nการถือหุ้น\nYoY\nQoQ\nYTD\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\n497%\n107%\n(38%)\n112\n377\n102\n25%\nบริษัท ไซยะบุรีพาวเวอร์จ ากัด (XPCL)\n232\n609\n100%\n100%\n313%\n24%\n-\n(23)\n-\nบริษัท ราชบุรีพาวเวอร์จ ากัด (RPCL)\n49\n27\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)\n(88%)\n(67%)\n550%\n27\n(2)\n52\n25%\nบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จ ากัด (BIC)\n9\n6\n(100%)\n(633%)\n(200%)\n3\n16\n13\n30%\nบริษัท ผลิตไฟฟ้านวนคร จ ากัด (NNEG)\n(16)\n-\nN/A\n(350%)\n(119%)\n2\n26\n1\n40%\nบริษัท ไฟฟ้าน้าลิก 1 จ ากัด (NL1PC)\n(5)\n21\nส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)\n(100%)\n(100%)\n-\n8\n-\n28\n40%\nบริษัท ไทยโซล่าร์รีนิวเอเบิล จ ากัด (TSR)\n-\n-\n(100%)\n(100%)\n-\n8\n-\n5\n33%\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\n-\n-\n(62%)\n(35%)\n869%\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\n239\n16\n447\n40%\n155\n171\n(23%)\n(17%)\n(31%)\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\n(18)\n(16)\n(30)\n49%\n(21)\n(37)\n(613%)\n(217%)\nN/A\nCI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\n204\n(3)\n47\n25%\n(238)\n(241)\n100%\n100%\n567%\nบริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\n-\n0.3\n-\n25%\n2\n2\nรวมส่วนแบ่งก าไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม\n584\n391\n166\n(72%)\n(58%)\n664\n557\n(16%)\nและการร่วมค้า\nตารางที่ 10 : ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า\nบริษัท อีสเทิร์นซีบอร์ด คลีน เอ็นเนอร์ยี่จ ากัด (ESCE)\nบริษัท นูออโว พลัส จ ากัด (NUOVO PLUS)\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน NUOVO PLUS ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีไม่มีการรับรู้ส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน ESCE ในไตรมาสที่ 2 ปี2569\nมูลค่า 21 ล้านบาท ขาดทุนเพิ่มขึ้น 5 ล้านบาท หรือร้อยละ 31 เมื่อเทียบกับไตรมาส\nสาเหตุหลัก เนื่องจากหยุดรับรู้ส่วนแบ่งก าไรของ ESCE ตั้งแต่เดือน กรกฎาคม 2568\nที่ 1 ปี 2569 และขาดทุนเพิ่มขึ้น 3 ล้านบาท หรือร้อยละ 17 ส าหรับงวด 6 เดือนปีหลังจากได้ลงนามในสัญญาซื้อขายหุ้น (SPA) ของ ESCE กับบริษัทคู่ค้าเรียบร้อย\n2569 มีส่วนแบ่งขาดทุนมูลค่า 37 ล้านบาท ขาดทุนเพิ่มขึ้น 7 ล้านบาทหรือร้อย\nแล้ว\nละ 23 เมื่อเทียบกับงวด 6 เดือนปี 2568 โดยมีสาเหตุหลักจากขาดทุนอัตรา\nแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการปรับมูลค่าเจ้าหนี้ค่าวัตถุดิบสกุลเงินหยวน\nบริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL)\nและค่าใช้จ่ายพนักงานที่เพิ่มขึ้น\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน AEPL ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 155\nบริษัท CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD)\nล้านบาท เพิ่มขึ้น 139 ล้านบาท หรือร้อยละ 869 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1\nปี 2569 ตามความเข้มแสงที่เพิ่มขึ้นตามฤดูกาล ประกอบกับมีโครงการเปิด\nส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน CFXD ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า 238\nด าเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี2568 ลดลง 84\nล้านบาท ขาดทุนเพิ่มขึ้น235 ล้านบาท เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี2569 สาเหตุล้านบาท หรือร้อยละ 35 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการรับรู้หลักมาจากปัจจัยฤดูกาล อย่างไรก็ตาม บริษัทรับรู้ผลก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยัง\nรายได้ทางภาษีซึ่งรับรู้เป็นขาดทุนในปี 2564 จ านวน 192 ล้านบาท จากการไถ่ไม่เกิดขึ้นจริงการปรับมูลค่าเงินกู้สกุลดอลล่าร์สหรัฐที่โครงการ CFXD เพิ่มขึ้น\nถอนตราสารหนี้ก่อนก าหนดในปี 2564 หากไม่รวมรายการดังกล่าว ในไตรมาสที่เนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่แข็งค่าขึ้น เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี\n2 ปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้น 108 ล้านบาท เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568\n2568 ส่วนแบ่งก าไรลดลง 442 ล้านบาทหรือร้อยละ 217 สาเหตุหลักจากก าไร\nจากรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิง\nจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่พาณิชย์ส าหรับงวด 6 เดือนปี 2569 มีมูลค่า 171 ล้านบาท ลดลง 276 ล้าน\nโครงการ CFXD ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน ส าหรับงวด 6 เดือนปี 2569\nบาทหรือร้อยละ 62 เมื่อเทียบกับงวด 6เดือนปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตร\nมีส่วนแบ่งขาดทุนมูลค่า 241 ล้านบาท ลดลง 288 ล้านบาท หรือร้อยละ\nมาสที่ 2 ปี 2568 มีการรับรู้รายได้ทางภาษีย้อนหลังและการปรับปรุงงบการเงิน\n616 เมื่อเทียบกับงวด 6เดือนปี 2568 เนื่องจากผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ของ AEPL จ านวน 327 ล้านบาท หากไม่รวมรายการดังกล่าว ในครึ่งปีแรกของปียังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ซึ่งปรับ\n2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้น51 ล้านบาทเมื่อเทียบกับครึ่งปีแรกของปี 2568 จาก\nลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน อย่างไรก็ตามในช่วงครึ่งปีแรกของปี2569\nรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของ\nกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind Turbine Generator: WTG) จ านวน 339 ล้านบาท\nบริษัท บริษัท เคปเปล ดีคาร์บจ ากัด (KD)\nขณะที่ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการดังกล่าว เนื่องจากในปี\n2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี2569 เปลี่ยน\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน KD ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 มีมูลค่า2 ล้าน\nการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน\nบาท เพิ่มขึ้น 2 ล้านบาท เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 และไตรมาสที่ 2 ปี\n2568 ไม่ได้เปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยส าคัญโดยรายได้หลักจะมาจากการจัด\nจ าหน่ายน้าเย็นให้กับลูกค้า\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n30\n\n| ผลประกอบการ (หน่วย : ลา้ นบาท) | สัดส่วน การถือหนุ้ | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท ไซยะบรุี พาวเวอร ์จา กดั (XPCL) | 25% | 112 | 377 | 232 | 107% | (38%) | 102 | 609 | 497% |\n| บริษัท ราชบรุี พาวเวอร ์จา กดั (RPCL) | 24% | - | (23) | 49 | 100% | 313% | - | 27 | 100% |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรช่นั จา กดั (BIC) | 25% | 27 | (2) | 9 | (67%) | 550% | 52 | 6 | (88%) |\n| บริษัท ผลิตไฟฟา้ นวนคร จา กดั (NNEG) | 30% | 3 | 16 | (16) | (633%) | (200%) | 13 | - | (100%) |\n| บริษัท ไฟฟา้ นา ้ ลิก 1 จา กดั (NL1PC) | 40% | 2 | 26 | (5) | (350%) | (119%) | 1 | 21 | N/A |\n| ส่วนงานผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) | | | | | | | | | |\n| บริษัท ไทยโซลา่ ร ์รีนิวเอเบิล จา กดั (TSR) | 40% | 8 | - | - | (100%) | - | 28 | - | (100%) |\n| บริษัท อีสเทิรน์ ซีบอรด์ คลีน เอ็นเนอรย์ ี่ จา กดั (ESCE) | 33% | 8 | - | - | (100%) | - | 5 | - | (100%) |\n| บริษัท Avaada Energy Private Limited (AEPL) | 40% | 239 | 16 | 155 | (35%) | 869% | 447 | 171 | (62%) |\n| บริษัท นอู อโว พลสั จา กดั (NUOVO PLUS) | 49% | (18) | (16) | (21) | (17%) | (31%) | (30) | (37) | (23%) |\n| CI Changfang Limited and CI Xidao Limited (CFXD) | 25% | 204 | (3) | (238) | (217%) | N/A | 47 | (241) | (613%) |\n| บริษัท เคปเปล ดีคารบ์ จา กดั (KD) | 25% | - | 0.3 | 2 | 100% | 567% | - | 2 | 100% |\n| รวมส่วนแบ่งกา ไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม และการร่วมค้า | | 584 | 391 | 166 | (72%) | (58%) | 664 | 557 | (16%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 30, "tags": [ "บริษัท", "ไตรมาส", "ส่วนแบ่ง", "เพิ่มขึ้น", "ขาดทุน", "มูลค่า", "(100%)", "เงินลงทุน", "Limited", "ร้อยละ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 1, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_c9234166962b4d219f50a20ae9e32b7a", "content": "ก าไรสุทธ\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ และบริษัทย่อย\n(หน่วย : ล้านบาท)\nก าไรสุทธิส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 1 ปี 2569\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nQoQ\nYTD\nYoY\n(2%)\n37%\n6%\n2,220\n1,586\n2,172\n3,545\n3,757\n(201)\n134\n(353)\n76%\n(364%)\n(385)\n(219)\n(43%)\n(10%)\n6%\n12%\n2,019\n1,719\n1,819\n3,159\n3,538\nตารางที่ 11 : ก าไรสุทธิผลประกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,819 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 100 ล้านบาท หรือร้อยละ 6\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 สาเหตุหลักเนื่องจาก\n• ก าไรขั้นต้น จ านวน 5,775 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 901 ล้านบาทหรือร้อยละ 18 เนื่องจาก โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสระ (IPP) มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้นจาก โรงไฟฟ้าเก็ค\nโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายเพิ่มขึ้นเนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ในสถานะพร้อมจ่ายไฟฟ้าและสามารถรองรับการเรียกรับไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่ง\nประเทศไทย (กฟผ.) เต็มไตรมาสในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพ\nโรงไฟฟ้า จ านวน 88 วัน โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายเพิ่มขึ้น เนื่องจากใน\nไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานจ านวน 18 วัน ขณะที่โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรขั้นต้นลดลง สาเหตุหลักมาจากส่วนต่างค่า\nเชื้อเพลิงปรับตัวลดลง เนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูงกว่าการปรับเพิ่มขึ้นของค่า Ftอย่างไรก็ตามการปรับเพิ่มขึ้นของค่า Ft\nสามารถบรรเทาผลกระทบจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นได้บางส่วน รวมทั้งในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ มีการรับรู้รายได้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP)\nตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ขณะที่ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ไม่มีรายการดังกล่าว อย่างไรก็ตามปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า ทั้งมีค่าใช้จ่ายคงที่เพิ่มขึ้นสาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา\n• รายได้และค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 285 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 244 ล้านบาทหรือร้อยละ 595 สาเหตุหลักมาจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการพิจารณาปรับ\nลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงานจากการเปลี่ยนอุปกรณ์เครื่องจักรที่ท าให้ประสิทธิภาพดีขึ้น ขณะที่ในไตรมาสที่ 2ปี 2569 ไม่มีรายการดังกล่าว\n• ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 1,109 ล้านบาท ลดลง 28ล้านบาทหรือร้อยละ 2จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง\n• เงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า จ านวน 171 ล้านบาท ลดลง 220 ล้านบาทหรือร้อยละ 56 สาเหตุหลัก\nเนื่องจาก XPCL ผลประกอบการลดลงเนื่องจาก ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการรับรู้ก าไรจากการปรับมูลค่าตามวิธีอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริงจ านวน 204 ล้านบาท\nซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงินที่มีต้นทุนทางการเงินลดลงและการขยายระยะเวลาช าระคืนเงินกู้ทั้งนี้หากไม่รวมรายการดังกล่าว\nส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนใน XPCLในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 จะเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 จากผลการด าเนินงานที่ดีขึ้นตามปริมาณการผลิต\nไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น CFXD ผลประกอบการปรับตัวลดลงตามปัจจัยฤดูกาล AEPL ผลประกอบการปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปัจจัยฤดูกาล\nประกอบกับมีโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น\n• ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 68 ล้านบาท ลดลง 158 ล้านบาทหรือร้อยละ 70 สาเหตุหลักเนื่องจากมีการรับรู้ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยัง\nไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการแปลงค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐของบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด (“GPSCTC”) เพื่อรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD\nเนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนค่าลดลง\n• ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย จ านวน 2,368 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 96 ล้านบาทหรือร้อยละ 4 โดยมีสาเหตุหลักจากค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าห้วยเหาะที่เพิ่มขึ้นตามปริมาณการผลิต ภายใต้วิธีคิดค่าเสื่อมราคาแบบหน่วยผลผลิต (Unit of Production) รวมถึงค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันจากงานซ่อม\nบ ารุงใหญ่ (Major Overhaul) ซึ่งเป็นไปตามแผนการซ่อมบ ารุง เพื่อเสริมสร้างประสิทธิภาพและความพร้อมในการเดินเครื่องในระยะยาว\n• ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร จ านวน 562 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 73 ล้านบาทหรือร้อยละ 15 สาเหตุหลักมาจากเงินบริจาคเพื่อสนับสนุนทางการศึกษา\nสถาบันวิทยสิริเมธีและโรงเรียนก าเนิดวิทย์ร่วมกับกลุ่ม ปตท. และค่าใช้จ่ายในการพัฒนนาธุรกิจ\n• ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 135 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 62 ล้านบาทหรือร้อยละ 70 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกรายการสัญญาซื้อขายล่วงหน้า และการกลับรายการส ารองหนี้สิน ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ในไตรมาส\nดังกล่าวอยู่ในระดับต่ากว่าปกติ\n• ส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม กลับเข้าสู่ระดับปกติในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 ปี 2569 ซึ่งส่วนได้เสียดังกล่าวเป็นยอดบวกจากผล\nขาดทุนของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n31\n\n| ผลการดา เนินงานของบรษิ ัทฯ และบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| กา ไรสุทธิ | 2,220 | 1,586 | 2,172 | (2%) | 37% | 3,545 | 3,757 | 6% |\n| ส่วนไดเ้สียที่ไมม่ อี า นาจควบคมุ | (201) | 134 | (353) | 76% | (364%) | (385) | (219) | (43%) |\n| กา ไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ | 2,019 | 1,719 | 1,819 | (10%) | 6% | 3,159 | 3,538 | 12% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 31, "tags": [ "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "โรงไฟฟ้า", "ร้อยละ", "สาเหตุ", "ค่าใช้จ่าย", "บริษัท", "ปริมาณ", "รายได้", "รายการ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 28, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_87428903619746c9b06668d74e1025d7", "content": "ก าไรสุทธิ (ต่อ)\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ และบริษัทย่อย\n(หน่วย : ล้านบาท)\nก าไรสุทธิส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 เทียบไตรมาสที่ 2 ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nQoQ\nYTD\nYoY\n(2%)\n37%\n6%\n2,220\n1,586\n2,172\n3,545\n3,757\n(201)\n134\n(353)\n76%\n(364%)\n(385)\n(219)\n(43%)\n(10%)\n6%\n12%\n2,019\n1,719\n1,819\n3,159\n3,538\nตารางที่ 11 : ก าไรสุทธิผลประกอบการของบริษัทฯ ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 1,819 ล้านบาท ลดลง200 ล้านบาท หรือร้อยละ 10\nเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก\n• เงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า จ านวน 171ล้านบาท ลดลง 417ล้านบาทหรือร้อยละ 71สาเหตุหลัก\nเนื่องจาก CFXD ผลประกอบการลดลง สาเหตุหลักจากก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน เนื่องจากค่าเงินดอลล่าร์ไต้หวันใหม่แข็งค่าลดลง AEPL ผลประกอบการลดลงเนื่องจากใน\nไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการรับรู้รายได้ทางภาษีซึ่งรับรู้เป็นขาดทุนในปี 2564 จากการไถ่ถอนตราสารหนี้ก่อนก าหนดในปี2564 หากไม่รวม\nรายการดังกล่าว ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2568 จากรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตาม\nจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ XPCL ผลประกอบการดีขึ้น ตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น โดยได้รับปัจจัยสนับสนุนจาก\nปริมาณน้าที่เพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นผลจากการระบายน้าของเขื่อนในประเทศจีน\n• ก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสุทธิจ านวน 68ล้านบาท ลดลง 233ล้านบาทหรือร้อยละ 77 สาเหตุหลักเนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 ค่าเงิน\nดอลลาร์ไต้หวันใหม่แข็งค่าลดลง เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2ปี 2568ส่งผลให้เกิดก าไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริงจากการบันทึกปรับมูลค่า\nเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่บริษัท โกลบอล รีนิวเอเบิล ชินเนอร์ยี่จ ากัด (“GRSCTW”)กู้ผ่านบริษัท จีพีเอสซีศูนย์บริหารเงิน จ ากัด(“GPSCTC”)เพื่อ\nรองรับการลงทุนในโครงการ CFXD ลดลงเมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีที่แล้ว\n• ก าไรขั้นต้น จ านวน 5,755ล้านบาท เพิ่มขึ้น 623ล้านบาทหรือร้อยละ 13 โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสระ (IPP) มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้นจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nค่าเชื้อเพลิงส่วนต่าง (Energy margin) เพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นผลทางบัญชีที่ราคาต้นทุนถ่านหินเฉลี่ยจากถ่านหินคงคลังมีความใกล้เคียงกับรายได้ค่า\nถ่านหินที่สามารถเรียกเก็บจาก กฟผ.มากขึ้น จากการจัดการถ่านหินอย่างมีประสิทธิภาพของบริษัทและราคาถ่านหินในตลาดโลกที่เพิ่มขึ้น\nโรงไฟฟ้าห้วยเหาะ รายได้จากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรขั้นต้นลดลงสาเหตุหลัก\nจากราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยลดลงจากค่า Ft ที่ปรับตัวลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน ประกอบกับปริมาณการขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ.ลดลง\nจากการหมดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับทาง กฟผ.ของโรงไฟฟ้า GSPP11Phase1ในเดือนตุลาคม 2568 อย่างไรก็ตามความต้องการไฟฟ้าและไอน้า\nของลูกค้าอุตสาหกรรมปรับตัวเพิ่มขึ้นตามแผนการด าเนินการผลิตของลูกค้า โรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้น\nสาเหตุหลัก มาจากก าไรขั้นต้นของโรงไฟฟ้า RDF ปรับตัวดีขึ้น เนื่องจากมีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงาน 30 วันในไตรมาสที่2 ปี 2568\n• ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 1,109 ล้านบาท ลดลง 183ล้านบาทหรือร้อยละ 14จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง\n• ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 135 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 146 ล้านบาท เนื่องจากในไตรมาสที่ 2 ปี 2568 มีการปรับปรุงรายการสินทรัพย์ภาษีเงินได้รอตัดบัญชีจากการบันทึกจ าหน่ายสินทรัพย์ในโรงไฟฟ้า\n• ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร จ านวน 562ล้านบาท เพิ่มขึ้น 45ล้านบาท หรือร้อยละ 9สาเหตุหลักมาจาก เงินบริจาคเพื่อสนับสนุนสถาบันวิทย\nสิริเมธีและโรงเรียนก าเนิดวิทย์ร่วมกับกลุ่ม ปตท.\n• ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจ าหน่าย จ านวน 2,386 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 39 ล้านบาทหรือร้อยละ 2 จากกค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าห้วยเหาะ\nที่เพิ่มขึ้นตามปริมาณการผลิต ภายใต้วิธีคิดค่าเสื่อมราคาแบบหน่วยผลผลิต (Unit of Production) รวมถึงค่าเสื่อมราคาของโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nจากงานซ่อมบ ารุงใหญ่ (Major Overhaul) ซึ่งเป็นไปตามแผนการซ่อมบ ารุง เพื่อเสริมสร้างประสิทธิภาพและความพร้อมในการเดินเครื่องใน\nระยะยาว\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n32\n\n| ผลการดา เนินงานของบรษิ ัทฯ และบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| กา ไรสุทธิ | 2,220 | 1,586 | 2,172 | (2%) | 37% | 3,545 | 3,757 | 6% |\n| ส่วนไดเ้สียที่ไมม่ อี า นาจควบคมุ | (201) | 134 | (353) | 76% | (364%) | (385) | (219) | (43%) |\n| กา ไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ | 2,019 | 1,719 | 1,819 | (10%) | 6% | 3,159 | 3,538 | 12% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 32, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "ไตรมาส", "โรงไฟฟ้า", "บริษัท", "ร้อยละ", "สาเหตุ", "ขั้นต้น", "ถ่านหิน", "ผลประกอบการ", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 25, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_6757960c3e3c4d94b11317123a8c0af4", "content": "ก าไรสุทธ\nผลการด าเนินงานของบริษัทฯ และบริษัทย่อย\n(หน่วย : ล้านบาท)\nก าไรสุทธิส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม\nก าไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่งวด 6 เดือน ปี 2569 เทียบงวด 6 เดือน ปี 2568\nผลการด าเนินงานที่ส าคัญ\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M/68\n6M/69\nQoQ\nYTD\nYoY\n(2%)\n37%\n6%\n2,220\n1,586\n2,172\n3,545\n3,757\n(201)\n134\n(353)\n76%\n(364%)\n(385)\n(219)\n(43%)\n(10%)\n6%\n12%\n2,019\n1,719\n1,819\n3,159\n3,538\nตารางที่ 11 : ก าไรสุทธิผลประกอบการของบริษัทฯ งวด 6 เดือน ปี 2569 ก าไรสุทธิของบริษัทฯ จ านวน 3,538 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 379 ล้านบาท หรือร้อยละ 12\nเมื่อเทียบกับงวด 6 เดือน ปี 2568 สาเหตุหลักเนื่องจาก\n• ต้นทุนทางการเงิน จ านวน 2,245 ล้านบาท ลดลง 428 ล้านบาทหรือร้อยละ 16 จากการช าระคืนเงินกู้บางส่วน และอัตราดอกเบี้ยเฉลี่ยที่ปรับตัวลดลง\n• ก าไรขั้นต้น จ านวน 10,649 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 278 ล้านบาทหรือร้อยละ 3 เนื่องจาก โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้น สาเหตุหลักมาจาก\nส่วนต่างค่าเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยสนับสนุนหลักจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติและถ่านหินที่ลดลง แม้ว่าจะถูกชดเชยบางส่วนจากการปรับลดลงของค่า Ft\nในขณะที่ในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทฯ มีการรับรู้รายได้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ากรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้าต่ากว่าปริมาณขั้นต่าตามสัญญา ประกอบกับปริมาณการขายไฟฟ้าและไอน้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นตามแผนการ\nด าเนินการผลิตของลูกค้า อย่างไรก็ตาม ปริมาณการขายไฟฟ้าให้กฟผ. ลดลงเนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าโกลว์เอสพีพีสาม (“GSPP3”)\nกับกฟผ. หมดอายุในเดือนมีนาคม 2568 และโรงไฟฟ้าโกลว์เอสพีพีสิบเอ็ด ระยะที่ 1(“GSPP11 Phase1”) กับกฟผ. หมดอายุในเดือนตุลาคม 2568\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ มีก าไรขั้นต้นเพิ่มขึ้นสาเหตุหลักมาจาก โรงไฟฟ้าขยะ RDF รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้า\nจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ GRP รายได้เพิ่มขึ้นตามความเข้มแสงที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามฤดูกาล โรงไฟฟ้าผู้ผลิตอิสระ\n(IPP ) มีก าไรขั้นต้นลดลงจาก โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน รายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงานควบคู่กับการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า รวมระยะเวลา 88 วัน ซึ่งส่งผลให้บริษัทฯ ไม่ได้รับค่าความพร้อมจ่ายส าหรับช่วงเวลาดังกล่าวขณะที่ค่าเชื้อเพลิง\nส่วนต่าง (Energy Margin) ปรับตัวดีขึ้น จากการรับรู้ผลขาดทุนจากส่วนต่างราคาถ่านหินที่ลดลง ตามจ านวนวันด าเนินการผลิตที่ลดลงและการบริหาร\nจัดการถ่านหินอย่างมีประสิทธิภาพ โรงไฟฟ้าศรีราชา ค่าความพร้อมจ่ายปรับตัวลดลงเนื่องจากจ่ายไฟฟ้าครบตามชั่วโมงที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ\nกฟผ. ในเดือนพฤษภาคม 2568 โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีรายได้ค่าความพร้อมจ่ายลดลง เนื่องจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการหยุดซ่อมบ ารุงตามแผนงาน\nจ านวน 18 วัน ประกอบกับค่าใช้จ่ายคงที่เพิ่มขึ้นสาเหตุหลักจากค่าซ่อมบ ารุงตามแผนงานและค่าใช้จ่ายด าเนินงานตามช่วงเวลา ขณะที่โรงไฟฟ้าห้วย\nเหาะ รายได้เพิ่มขึ้นตามการเรียกรับไฟฟ้าของ กฟผ.\n• รายได้และค่าใช้จ่ายอื่น (สุทธิ) จ านวน 326 ล้านบาท ลดลง 209 ล้านบาทหรือร้อยละ 39 สาเหตุหลักมาจากในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 มีการพิจารณาปรับ\nลดมูลค่าสินทรัพย์บางส่วนตามแผนงานจากการเปลี่ยนอุปกรณ์เครื่องจักรที่ท าให้ประสิทธิภาพดีขึ้น\n• เงินปันผลรับและส่วนแบ่งก าไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า จ านวน 562 ล้านบาท ลดลง 147 ล้านบาทหรือร้อยละ 21 สาเหตุหลัก\nเนื่องจาก เงินปันผลรับ จ านวน 5 ล้านบาท ลดลง 40 ล้านบาทหรือร้อยละ 90 สาเหตุหลักมาจากเงินปันผลรับของ RPCL ลดลง เนื่องจากบริษัทฯ ได้เปลี่ยน\nสถานะของ RPCLจากเงินลงทุนในตราสารทุนเป็นบริษัทร่วมฯ ของบริษัทฯใน เดือน ธันวาคม 2568 ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่มีการบันทึกรับเงินปันผลตั้งแต่เดือน ธันวาคม 2568 เป็นต้นไป CFXD ผลประกอบการลดลง เนื่องจากผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากการตีมูลค่าเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่โครงการ CFXD ซึ่งปรับลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน อย่างไรก็ตามในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2569 บริษัทมีการรับรู้เงินชดเชยตามเงื่อนไขการ\nรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า (Wind Turbine Generator: WTG) ขณะที่ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 ไม่มีการรับรู้รายการ\nดังกล่าว เนื่องจากในปี 2568 บริษัทรับรู้เงินชดเชยทั้งปีในไตรมาสที่ 4 ปี 2568 ขณะที่ในปี 2569 เปลี่ยนการรับรู้เงินชดเชยเป็นรายเดือน AEPL\nผลประกอบการลดลงเนื่องจาก บริษัทรับรู้รายได้ทางภาษีซึ่งรับรู้เป็นขาดทุนในปี 2564 จากการไถ่ถอนตราสารหนี้ก่อนก าหนดในปี 2564 ในไตรมาสที่ 2 ปี\n2568 หากไม่รวมรายการดังกล่าว ในครึ่งปีแรกของปี 2569 ส่วนแบ่งก าไรเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับครึ่งปีแรกของปี 2568 จากรายได้การจ าหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น\nตามจ านวนโครงการที่เปิดด าเนินการเชิงพาณิชย์ XPCL ผลประกอบการดีขึ้นเนื่องจากปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่สูงขึ้น ตามปริมาณน้าที่สูงกว่าช่วงเดียวกัน\nของปีก่อน ประกอบกับในไตรมาสที่ 1 ปี 2569 บริษัทมีการรับรู้ก าไรจากรายการพิเศษจากการปรับมูลค่าอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริง (Effective Interest Rate:\nEIR) ซึ่งเป็นผลจากการรีไฟแนนซ์เงินกู้ยืมจากสถาบันการเงินที่มีต้นทุนทางการเงินลดลง รวมถึงการปรับขยายระยะเวลาการช าระคืนเงินกู้ยืม\n• ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จ านวน 208 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 152 ล้านบาทหรือร้อยละ 271 สาเหตุหลักเนื่องจากในปี 2568 บริษัทฯมีการบันทึกสินทรัพย์ภาษีเงิน\nได้รอตัดบัญชีเพิ่มขึ้นจากการปรับปรุงการบันทึกบัญชีสัญญาเช่าทางการเงินตามมาตรฐาน TFRS16 ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้อยู่ในระดับต่ากว่า\nปกติ\n\n•\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n33\n\n| ผลการดา เนินงานของบรษิ ัทฯ และบริษัทย่อย (หน่วย : ลา้ นบาท) | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M/68 | 6M/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YTD |\n| กา ไรสุทธิ | 2,220 | 1,586 | 2,172 | (2%) | 37% | 3,545 | 3,757 | 6% |\n| ส่วนไดเ้สียที่ไมม่ อี า นาจควบคมุ | (201) | 134 | (353) | 76% | (364%) | (385) | (219) | (43%) |\n| กา ไรสุทธิ – ส่วนของบริษัทใหญ่ | 2,019 | 1,719 | 1,819 | (10%) | 6% | 3,159 | 3,538 | 12% |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 33, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "โรงไฟฟ้า", "บริษัท", "บริษัทฯ", "สาเหตุ", "ไตรมาส", "รายได้", "ร้อยละ", "การรับรู้", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 33, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_02b3dcc295414bbdbfc4f169bbedd534", "content": "ข้อมูลทางการเงินของบริษัท\nบทวิเคราะห์ฐานะทางการเงินของบริษัทฯ และบริษัทย่อย\nสินทรัพย์รวม (ล้านบาท, %)\nหนี้สินรวมและส่วนของผู้ถือหุ้น (ล้านบาท, %)\n2%\n2%\n264,259\n264,259\n260,118\n260,118\nเงินสดและรายการ\n9,985\n8%\n11,761\n7%\n21,305\n4%\nเทียบเท่าเงินสด\n17,702\n5%\nหนี้สินหมุนเวียน\n21,138\n26,167\n60,459\nสินทรัพย์หมุนเวียน\n8%\n10%\n60,463\n23%\n23% หุ้นกู้\n44,844\n45,744\nเงินลงทุนบริษัทในเครือ\n17%\n18%\n51,400\n44,744\n17%\nเงินกู้ยืมระยะยาว\n19%\n33%\n86,936\nที่ดิน อาคาร และอุปกรณ์\n25,580\n32%\n25,979\n10%\n82,766\nหนี้สินไม่หมุนเวียน\n10%\nลูกหนี้ตามสัญญาเช่า\n1,080\n923\n0.4%\n0.4%\nทางการเงิน\n117,570\n116,436\n88,956\n86,816\nส่วนของผู้ถือหุ้น\n45%\n44%\n33.4.%\n33.6%\nสินทรัพย์ไม่หมุนเวียนอื่น\n\n31 ธ.ค. 68\n30 มิ.ย. 69\n31 ธ.ค. 68\n30 มิ.ย. 69\nหนี้สิน\nสินทรัพย\nณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 บริษัทใหญ่และบริษัทย่อย\nณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 บริษัทใหญ่และบริษัทย่อยมีหนี้สินรวม\nมีสินทรัพย์รวม มูลค่า 260,118 ล้านบาท ลดลง 4,141 ล้านบาท หรือ\nมูลค่า 142,548ล้านบาท ลดลง 5,275 ล้านบาท หรือร้อยละ 4 จาก ณ\nร้อยละ 2 จาก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีรายละเอียดของการ\nวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีรายละเอียดของการลดลงที่มีสาระส าคัญ\nลดลงที่มีสาระส าคัญ ดังนี้ดังนี้\n• เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด จ านวน 17,702 ล้านบาท\n• หนี้สินหมุนเวียน จ านวน 11,761 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 1,776 ล้าน\nลดลง 3,603 ล้านบาท หรือร้อยละ 17 สาเหตุหลักมาจากเงินสดใช้บาท หรือร้อยละ 18 สาเหตุหลักมาจากการเพิ่มขึ้นของเจ้าหนี้ไปช าระคืนเงินกู้ยืมระยะยาวตามก าหนดช าระ ประกอบกับมีการ\nการค้าและการจัดประเภทหนี้สินของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน\nจ่ายเงินปันผลระหว่างกาล ในขณะที่เงินสดรับจากรายได้จากการ\nแสงอาทิตย์ SYE เป็นหนี้สินที่เกี่ยวข้องโดยตรงกับสินทรัพย์ที่ถือไว้ขาย\nเพื่อขาย ภายหลังบริษัทฯ ได้เข้าท าสัญญาจ าหน่ายเงินลงทุนใน\n• สินทรัพย์หมุนเวียนอื่น จ านวน 26,167 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 5,028\nโครงการดังกล่าว\nล้านบาท หรือร้อยละ 24 จากการเพิ่มขึ้นของลูกหนี้การค้า และการ\nจัดประเภทสินทรัพย์ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ SYE\n• หุ้นกู้และเงินกู้ยืมระยะยาว จ านวน 105,207 ล้านบาท ลดลง\nเป็นสินทรัพย์ที่ถือไว้เพื่อขาย ภายหลังบริษัทฯ ได้เข้าท าสัญญา\n6,652 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 6 สาเหตุหลักมาจากการช าระคืนเงินกู้จ าหน่ายเงินลงทุนในโครงการดังกล่าว\nระยะยาวจากสถาบันการเงินตามก าหนด จ านวน 5,257 ล้านบาท\n• เงินลงทุนบริษัทในเครือ จ านวน 45,744 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 900\n• หนี้สินไม่หมุนเวียนอื่น จ านวน 25,580 ล้านบาท ลดลง 399 ล้าน\nล้านบาท หรือ ร้อยละ 2 สาเหตุหลักมาจากส่วนแบ่งก าไรจากเงิน\nบาท หรือร้อยละ 2 สาเหตุหลักจากการลดลงของเงินรับล่วงหน้า\nลงทุนในบริษัทร่วมในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2569\nส าหรับค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้าที่เป็นไปตามสัญญา PPA และ\n• ที่ดิน อาคาร และอุปกรณ์จ านวน 85,690 ล้านบาท ลดลง 4,170\nหนี้สินภาษีเงินได้ตามบัญชีที่ลดลง\nล้าน บาท หรือ ร้อยละ 5 จากการตัดค่าเสื่อมราคาและค่าตัด\nจ าหน่ายส าหรับรอบระยะเวลา\nส่วนของผู้ถือหุ้น\n• ลูกหนี้ตามสัญญาเช่าทางการเงิน จ านวน 923 ล้านบาท ลดลง\n157 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 15 ตามการรับรู้รายได้ค่าความพร้อม\nส่วนของผู้ถือหุ้นของบริษัทใหญ่และบริษัทย่อย ณ วันที่ 30\nจ่ายของโรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ\nมิถุนายน 2569 มีมูลค่ารวม 117,570 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 1,134 ล้าน\nทาง กฟผ.\nบาท หรือร้อยละ 1 จาก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 สาเหตุหลักมาจาก\n• สินทรัพย์ไม่หมุนเวียนอื่น จ านวน 86,816 ล้านบาท ลดลง 2,140\nก าไรสะสมที่เพิ่มขึ้นจากก าไรผลการด าเนินงานในช่วงครึ่งปีแรกของปีล้านบาท หรือร้อยละ 2 จากค่าตัดจ าหน่ายของสินทรัพย์ไม่มีตัวตน\n2569 จ านวน 3,757 ล้านบาท (รวมส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม)\nส าหรับรอบระยะเวลา\nในขณะที่มีการจ่ายเงินปันผลจ านวน 2,963 ล้านบาท\nหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ย (ล้านบาท)\nเงินกู้ยืมระยะสั้น และเงินกู้ยืมระยะยาวและหุ้นกู้ส่วนที่ครบก าหนดภายในหนึ่งปีณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 บริษัทใหญ่และบริษัทย่อยมีเงินกู้ยืมที่มีภาระดอกเบี้ย (ไม่รวมหนี้สินตามสัญญาเช่า)\n17,092 ล้านบาท | 16%\nจ านวน 105,207 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นส่วนเงินกู้ยืมระยะสั้น\n105,207\nและเงินกู้ยืมและหุ้นกู้ส่วนที่ครบก าหนดภายในหนึ่งปีจ านวน\nเงินกู้ยืมระยะยาวและหุ้นกู้\n17,092 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 16 ของเงินกู้ยืมที่มีภาระ\n88,115 ล้านบาท | 84%\nดอกเบี้ย และเงินกู้ยืมระยะยาวและหุ้นกู้จ านวน 88,115 ล้าน\nบาท หรือ ร้อยละ 84 ของเงินกู้ยืมที่มีภาระดอกเบี้ย\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n34", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 34, "tags": [ "ร้อยละ", "บริษัท", "หนี้สิน", "กู้ยืม", "สินทรัพย์", "หมุนเวียน", "ระยะยาว", "วันที่", "เพิ่มขึ้น", "เงินสด" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 1, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p034_c1", "page": 34, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p034_c1.png", "width": 351, "height": 536, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p034_c1.png" }, { "id": "p034_c2", "page": 34, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p034_c2.png", "width": 353, "height": 536, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p034_c2.png" }, { "id": "p034_c3", "page": 34, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p034_c3.png", "width": 436, "height": 358, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p034_c3.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_0dc3660af6384a34bbbe31160a100496", "content": "กระแสเงินสดของบริษัท\nหน่วย : ล้านบาท\nเงินสดอิสระ (Free Cash Flow)\n+6,243\n6,920\n(677)\n21,305\n\nกิจกรรม\nกิจกรรม\nด าเนินงาน\nลงทุน\n-3,603\nเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด\nณ 31 ธ.ค. 2568\nข้อมูลทางการเงินของบริษัท\n\n212\n17,702\n(10,058)\n\nผลกระทบจาก\nกิจกรรม\nอัตราแลกเปลี่ยน\nจัดหาเงิน\nเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด\nณ 30 มิ.ย. 2569\n\nณ สิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดจ านวน 17,702\nล้านบาท ลดลงจ านวน 3,603 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีเงินสดและรายการ\nเทียบเท่าเงินสดจ านวน 21,305 ล้านบาท\nกิจกรรมด าเนินงาน ณ สิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีกระแสเงินสดสุทธิได้มาจากกิจกรรม\nด าเนินงานจ านวน 6,920 ล้านบาท โดยเป็นเงินสดรับสุทธิจากกิจกรรมด าเนินงาน ซึ่งเป็นผลสุทธิจากเงินสดรับจากรายได้จาก\nการขาย กับเงินสดจ่ายส าหรับค่าใช้จ่ายและภาษีเงินได้กิจกรรมลงทุน ณ สิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีการใช้เงินสดสุทธิใช้ไปในกิจกรรมลงทุนจ านวน\n677 ล้านบาท สาเหตุหลักเนื่องจากมีเงินสดจ่ายลงทุนในสินทรัพย์ถาวร จ านวน 1,233 ล้านบาท เช่น ค่าบ ารุงรักษาเพื่อเพิ่ม\nประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า GHECO-1 และ โรงไฟฟ้า GEN CFB3 และการขยายการลงทุน ใน solar rooftop เป็นต้น ในขณะที่มีเงินสดรับจากการคืนเงินกู้ยืมระยะยาวของ XPCL ให้แก่บริษัทฯ รวมจ านวน 1,178 ล้านบาท ขณะที่มีเงินฝากประจ าเกิน 3 เดือน\nจ านวน 825 ล้านบาท\nกิจกรรมจัดหาเงิน ณ สิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 บริษัทฯ และบริษัทย่อยมีกระแสเงินสดใช้ไปสุทธิในกิจกรรมจัดหา\nเงินจ านวน 10,058 ล้านบาท ประกอบด้วย การช าระคืนเงินกู้ยืมเงินกู้ระยะยาวจากสถาบันการเงิน จ านวน 5,257 ล้านบาท\nการจ่ายเงินปันผล จ านวน 2,679 ล้านบาท และการจ่ายดอกเบี้ย จ านวน 1,765 ล้านบาท\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n35", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 35, "tags": [ "เงินสด", "กิจกรรม", "บริษัท", "ไตรมาส", "บริษัทฯ", "รายการ", "เทียบเท่า", "หาเงิน", "โรงไฟฟ้า", "คืนเงิน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 12, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_a3067d6785484b3ab99033e57a64d358", "content": "ข้อมูลทางการเงินของบริษัท\n\nอัตราส่วนและข้อมูลการเงินที่ส าคัญ\nอัตราส่วนหนี้สินรวมและหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น | เท่า\nอัตราส่วนความสามารถในการช าระดอกเบี้ย | เท่า\nTotal Debt to Equity & Net Debt to Equity | times\nInterest Coverage Ratio | times\nอัตราส่วนหนี้สินรวมต่อส่วนของผู้ถือหุ้น (Total Debt to Equity)\nอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น (Net Debt to Equity)\n2.07x\n1.88x\n1.60x\n1.28x\n1.22x\n1.21x\n0.82x\n0.71x\n0.72x\n\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nก าไรต่อหุ้น | บาท/หุ้น\nอัตราส่วนก าไรสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น | %\nEARNING PER SHARE (EPS) | THB/Share\nRETURN ON EQUITY (ROE) | %\n6.51\n6.32\n0.72\n1.25\n0.65\n0.61\n1.12\n4.51\n\n6M68\n6M69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nอัตราส่วนสภาพคล่อง | เท่า\nอัตราส่วนสภาพคล่องหมุนเร็ว | เท่า\nQUICK RATIO | times\nCURRENT RATIO | times\n\n1.48x\n1.37x\n2.02x\n1.78x\n1.14x\n1.53x\n\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\nหมายเหตุ : ในไตรมาสที่ 2 ปี 2569 บริษัทฯ ได้ด าเนินการจัดประเภทหนี้สินใหม่ส าหรับหุ้นกู้มูลค่า 3,000 ล้าน\nบาท ที่จะครบก าหนดไถ่ถอนภายใน 1 ปีจากหนี้สินไม่หมุนเวียนเป็นหนี้สินหมุนเวียน ส่งผลให้อัตราส่วนสภาพ\nคล่องลดลงจากไตรมาสก่อนหน้า\n\nหนี้สินรวม / ส่วนของผู้ถือหุ้นรวม\nอัตราส่วนหนี้สินรวมต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\n(หนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ย – (เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด + เงินฝากที่มีข้อจ ากัดในการเบิกใช้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\n+ เงินลงทุนชั่วคราว)) / ส่วนของผู้ถือหุ้น\nก าไรก่อนดอกเบี้ยจ่ายและภาษีเงินได้ / ดอกเบี้ยจ่าย\nอัตราส่วนความสามารถในการช าระดอกเบี้ย\nก าไรสุทธิส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่ / ส่วนของผู้ถือหุ้นเฉลี่ย\nอัตราส่วนก าไรสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\nสินทรัพย์หมุนเวียน / หนี้สินหมุนเวียน\nอัตราส่วนสภาพคล่อง\n(เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด + เงินฝากที่มีข้อจ ากัดในการเบิกใช้ + เงินลงทุนชั่วคราว +\nอัตราส่วนสภาพคล่องหมุนเร็ว\nลูกหนี้การค้า) / หนี้สินหมุนเวียน\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n36\n\n| อัตราส่วนความสามารถในการชา ระดอกเบี้ย \\| เท่า | |\n| --- | --- |\n| Interest Coverage Ratio \\| times | |\n| 1.88x 2.07x 1.60x Q2/68 Q1/69 Q2/69 | |\n| | 1.88x 2.07x 1.60x Q2/68 Q1/69 Q2/69 |\n\n| กา ไรต่อหุ้น \\| บาท/หุ้น | | |\n| --- | --- | --- |\n| EARNING PER SHARE (EPS) \\| THB/Share | | |\n| 0.72 0.65 0.61 Q2/68 Q1/69 Q2/69 | 1.25 1.12 6M68 6M69 | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 36, "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": "p036_c1", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p036_c1.png", "width": 487, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p036_c1.png" }, { "id": "p036_c2", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p036_c2.png", "width": 488, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p036_c2.png" }, { "id": "p036_c3", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p036_c3.png", "width": 460, "height": 365, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p036_c3.png" }, { "id": "p036_c4", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p036_c4.png", "width": 469, "height": 360, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p036_c4.png" }, { "id": "p036_c5", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p036_c5.png", "width": 488, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p036_c5.png" }, { "id": "p036_c6", "page": 36, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p036_c6.png", "width": 488, "height": 464, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p036_c6.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_95489344c445453387eb4c5deb90494d", "content": "GPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\nเอกสารแนบ\nAppendix\n\n33", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 37, "tags": [ "ฝ่ายจัดการ", "(MD&A)", "ไตรมาส", "เอกสาร", "Appendix" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 0 } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_1f2f6265409c49a7afbdae434b55fe77", "content": "กลยุทธ์และการบริหารจัดการของบริษัท\nบริษัทฯได้จัดท าร่างแผนกลยุทธ์และการบริหารจัดการประจ าปี2569 (4S) โดยพิจารณาทั้งปัจจัยภายนอกและภายในที่เกี่ยวข้อง รวมถึงแนวโน้มการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างธุรกิจพลังงานเพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน(Energy Transition) ทั้งนี้บริษัทฯ มุ่งเน้นการยกระดับความสามารถในการแข่งขันทั้งในแง่ของผลประกอบการผลิตภัณฑ์ที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมการเติบจากการ ลงทุนใหม่และประสิทธิภาพของ\nPortfolio\nให้มีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม\nควบคู่ไปกับความหลากหลายของธุรกิจ\n(Diversification) นอกจากนี้ยังครอบคลุมถึงพันธกิจในการเป็นผู้น าในการพัฒนนาไฟฟ้าพลังงานสะอาดให้กลุ่มปตท. (PTT Group Decarbonization) ด้วยโดยกลยุทธ์4S มีรายละเอียดดังนี้\n• เสาหลักกลยุทธ์ที่1 (Strengthen and Expand the Core): มุ่งเน้นสร้างความแข็งแกร่งของธุรกิจการผลิตและส่งจ่าย สาธารณูปการให้เป็นเลิศ (Best-in-Class Strategy) ในระดับสากลโดยใช้ระบบปฏิบัติการสู่ความเป็นเลิศหรือOperation Excellence Management System (OEMS) ของกลุ่มปตท. เป็นเครื่องมือในการด าเนินการเพื่อตอบสนองความต้องการของ ลูกค้าอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้หลักการให้ลูกค้าเป็นศูนย์กลางสามารถรักษาฐานลูกค้าปัจจุบันพร้อมทั้งขยายฐานลูกค้า เพิ่มเติมในอนาคตและสร้างความพึงพอใจให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย โดยมุ่งเน้นความเป็นเลิศใน4 ด้านได้แก่ความ ปลอดภัย(Safety) ความมีเสถียรภาพ(Reliability) ความสามารถในการท าก าไร(Profitability) และความยั่งยืน (Sustainability ) ซึ่งจะครอบคลุมไปถึงการลดความเข้มข้นของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าที่จะหมด สัญญาและการเพิ่มศักยภาพของบุคลากรเพื่อรองรับธุรกิจไฟฟ้าในอนาคตรวมถึงการขยายธุรกิจไปสู่สาธารณูปโภคชนิดอื่นๆที่เกี่ยวข้องด้วย(Expansion into adjacent business) • เสาหลักกลยุทธ์ที่2 (Scale-up Green Energy): มุ่งเน้นการขยายธุรกิจไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)\nโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์พลังงานลม\nและพลังงานหมุนเวียนร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน\n(Renewable Hybrid System) ทั้งในประเทศและต่างประเทศ โดยในประเทศจะมีการลงทุนเพื่อตอบโจทย์แผนพัฒนนากาลัง ผลิตไฟฟ้าของประเทศ(Power Development Plan : PDP) และการลงทุนในรูปแบบDirect Power Purchase Agreement (Direct PPA) ผ่านการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม(Third Party Access : TPA) ในอนาคตเพื่อตอบโจทย์ลูกค้าที่ต้องการพลังงานสะอาดในขณะที่การพัฒนนาธุรกิจในต่างประเทศบริษัทฯจะเน้นการลงทุนในประเทศเป้าหมายซึ่งมีการ ขยายตัวของความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดสูงและมีนโยบายสนับสนุนที่ดีจากภาครัฐได้แก่อินเดียจีนและไต้หวัน • เสาหลักกลยุทธ์ที่3 (New S-curve): มุ่งเน้นการพัฒนาด้วยการลงทุนด้านนวัตกรรมNew S-curves ในหลายรูปแบบ เพื่อเพิ่มรายได้ที่ส าคัญได้แก่ธุรกิจ\nและรองรับการเปลี่ยนแปลงของธุรกิจพลังงานและธุรกิจไฟฟ้าในอนาคต 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 2 ปี 2569 (Commercial)\nและอุตสาหกรรม\n34", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 38, "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": "p038_f1", "page": 38, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p038_f1.png", "width": 680, "height": 551, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p038_f1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_231a6965bbe64d168e164262cb4cfb6f", "content": "กลยุทธ์และการบริหารจัดการของบริษัท\n15%\nCO 2 Reduction by\n2035 &\nNet Zero 2050\nบริษัทฯ วางเป้าหมายที่จะ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 15 ภายในปี 2578 และก้าวสู่องค์กรที่การปล่อยก๊าซ เรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (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) และอาจรวมถึงการพัฒนนาโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในอนาคตเพื่อน ามา ทดแทนโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิลในอนาคตซึ่งจะช่วยให้สามารถขยายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้มากยิ่งขึ้นในระยะยาว และช่วยให้บริษัทฯและกลุ่มปตท. มุ่งสู่เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์(Net-Zero Greenhouse Gas Emissions) ในที่สุด\nความยั่งยืนและการยกระดับมาตรฐาน ESG\nในปี 2568 GPSC ได้รับการจัดอันดับให้อยู่ในกลุ่ม Top Decile จากผลการประเมิน Corporate Sustainability Assessment (CSA) 2025 โดย S&P Global และได้รับการคัดเลือกให้เป็นสมาชิกของ S&P Global ต่อเนื่องเป็นปีที่ 4 (2566 – 2568) สะท้อนถึงศักยภาพการด าเนินธุรกิจตามหลักความยั่งยืนในระดับสากล รวมถึงความมุ่งมั่นในการยกระดับมาตรฐานด้าน สิ่งแวดล้อม สังคม และธรรมาภิบาล (ESG) อย่างต่อเนื่อง การได้รับการยอมรับดังกล่าวเกิดขึ้นภายใต้บริบทที่ภาคธุรกิจพลังงาน เผชิญความท้าทายหลายด้าน ทั้งการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ความผันผวนของเศรษฐกิจและภูมิรัฐศาสตร์รวมถึงการเปลี่ยน ผ่านด้านพลังงาน ซึ่งสะท้อนถึงความสามารถของบริษัทฯ ในการปรับตัวและพัฒนนาการด าเนินงานให้สอดคล้องกับมาตรฐานสากล ทั้งนี้บริษัทฯ ยังคงมุ่งมั่นพัฒนนาโซลูชันด้านพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ควบคู่กับการด าเนินธุรกิจตามหลัก ESG เพื่อสนับสนุนการเติบโตอย่างยั่งยืน เพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันในระยะยาว และสร้างคุณค่าให้แก่ผู้มีส่วนได้เสียทุกภาค ส่วนอย่างต่อเนื่อง.\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 35", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 39, "tags": [ "บริษัทฯ", "พลังงาน", "การผลิต", "กลยุทธ์", "เรือนกระจก", "Emissions", "ความยั่งยืน", "โรงไฟฟ้า", "ประเภท", "ฟอสซิล" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 20, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p039_c1", "page": 39, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p039_c1.png", "width": 906, "height": 432, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p039_c1.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_f0ac4fe2e86146b2a5f58e3263676431", "content": "การด าเนินงานด้านความยั่งยืน\n• GPSC ส่งมอบโครงการพลังงานสะอาดให้วัดไทยพุทธคยา ต่อยอด Light for a Better Life สู่เวทีโลก\nเมื่อวันที่ 26 มิถุนายน2569 บริษัทฯ ส่งมอบโครงการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงาน แสงอาทิตย์พร้อมระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้โครงการ “Light for a Better Life” ณ วัดไทยพุทธคยา เมืองพุทธคยา รัฐพิหาร สาธารณรัฐอินเดีย เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด ลดค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า และเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานให้แก่ชุมชนและผู้ใช้ประโยชน์ในพื้นที่โครงการดังกล่าวเป็นส่วนหนึ่งของการด าเนินธุรกิจ อย่างยั่งยืนในพื้นที่ที่บริษัทฯ เข้าไปลงทุน โดย GPSC ได้ขยายธุรกิจพลังงานหมุนเวียน ในประเทศอินเดียผ่านการถือหุ้นใน Avaada Energy Private Limited (AEPL) ปัจจุบันโครงการ “Light for a Better Life” ได้ติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงาน แสงอาทิตย์และระบบกักเก็บพลังงานในประเทศไทยและต่างประเทศรวมกว่า 850 กิโลวัตต์ครอบคลุมหน่วยงานและองค์กรที่ได้รับประโยชน์มากกว่า 60 แห่ง สอดคล้อง กับเป้าหมายการยกระดับคุณภาพชีวิตและสนับสนุนการมุ่งสู่ Net Zero ของบริษัทฯ • GPSC หนุนเยาวชนไทยสู่เวทีโลก INSO 2026 ต่อยอดวิทยาศาสตร์สู่นวัตกรรม พลังงานแห่งอนาคต\nเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2569 บริษัทฯร่วมสนับสนุนค่ายพัฒนนาความรู้ด้าน วิทยาศาสตร์นิวเคลียร์ประจ าปี 2569 ซึ่งจัดโดยสถาบันเทคโนโลยีนิวเคลียร์แห่งชาติ (องค์การมหาชน) ต่อเนื่องเป็นปีที่ 3 เพื่อเตรียมความพร้อมเยาวชนไทยส าหรับการ แข่งขัน International Nuclear Science Olympiad 2026 (INSO 2026) ณ ราชอาณาจักรซาอุดีอาระเบีย ความร่วมมือดังกล่าวมุ่งพัฒนนาองค์ความรู้ทักษะการ คิดวิเคราะห์และประสบการณ์ด้านวิทยาศาสตร์นิวเคลียร์พร้อมส่งเสริมให้เยาวชน ตระหนักถึงบทบาทของวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและนวัตกรรมในการพัฒนนา พลังงานสะอาดและลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก สะท้อนความมุ่งมั่นของ GPSC ในการขับเคลื่อนนวัตกรรมพลังงานควบคู่กับการพัฒนนาศักยภาพคนรุ่นใหม่และขีด ความสามารถของประเทศอย่างยั่งยืน\n• GPSC เปิดเวทีสัมมนา ‘Knowledge Sharing 2026’ แลกเปลี่ยนองค์ความรู้ SMR หนุนลูกค้า อุตสาหกรรม ขับเคลื่อนไทยสู่ Net Zero\nเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2569 บริษัทฯ จัดงานสัมมนา “GPSC MTP Customer Knowledge Sharing Conference 2026” ณ โรงแรมอมารีพัทยา โดยมีลูกค้า ภาคอุตสาหกรรมเข้าร่วมกว่า 100 คน เพื่อแลกเปลี่ยนองค์ความรู้ด้านพลังงาน คาร์บอนต่า และสร้างความเข้าใจเกี่ยวกับบทบาทของเทคโนโลยีเครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนาดเล็กแบบโมดูลาร์(Small Modular Reactor: SMR) ต่อการเปลี่ยนผ่าน สู่พลังงานสะอาดของประเทศภายในงานมีการแลกเปลี่ยนมุมมองด้านนโยบาย การ ก ากับดูแล และศักยภาพของเทคโนโลยี SMR ในการเสริมสร้างความมั่นคงทาง พลังงาน ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของ ภาคอุตสาหกรรม การจัดงานดังกล่าวสะท้อนบทบาทของ GPSC ในฐานะพันธมิตร ด้านพลังงานของลูกค้าอุตสาหกรรมที่มุ่งน าเสนอโซลูชันพลังงานสะอาด และร่วม ขับเคลื่อนเป้าหมาย Sustainability to Net Zero อย่างเป็นรูปธรรม GPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569 36", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 40, "tags": [ "พลังงาน", "โครงการ", "บริษัทฯ", "วิทยาศาสตร์", "นิวเคลียร์", "เทคโนโลยี", "พุทธคยา", "Better", "วันที่", "เยาวชน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 34, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p040_f1", "page": 40, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p040_f1.png", "width": 485, "height": 331, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p040_f1.png" }, { "id": "p040_f2", "page": 40, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p040_f2.png", "width": 512, "height": 356, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p040_f2.png" }, { "id": "p040_f3", "page": 40, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p040_f3.png", "width": 508, "height": 351, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p040_f3.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_becf46ecf31a4dd28624c35e39a7348e", "content": "ความคืบหน้าในการด าเนินงานที่ส าคัญ\n1) โครงการหน่วยผลิตไฟฟ้าและไอน้าจากกากน้ามัน\nEnergy Recovery Unit (ERU)\nSCOD | 2571\nโครงการหน่วยผลิตไฟฟ้าและไอน้า\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 37.24 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 และคาดการณ์ว่าจะสามารถส่ง\nมอบโครงการให้บริษัทฯ ได้ในไตรมาสที่ 2 ปี 2572\n2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในอินเดีย\nAvaada Energy Private Limited (AEPL)\nSCOD | 2569-2573\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\nโครงการ\nด าเนินการเชิงพาณิชย์แล้ว\n(Operating Capacity)\nอยู่ระหว่างการก่อสร้าง\nอยู่ระหว่างการพัฒนา\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(เมกะวัตต์)\n7,256\n6,838\n8,148\n22,242\nแผนด าเนินงาน\nเชิงพาณิชย์\n-\n2569-2573\n2569-2573\n-\n\n37\n\n| โครงการ | กา ลังการผลิตไฟฟ้า (เมกะวัตต)์ | แผนดา เนินงาน เชิงพาณิชย์ |\n| --- | --- | --- |\n| ดา เนินการเชิงพาณิชยแ์ ล้ว (Operating Capacity) | 7,256 | - |\n| อยู่ระหว่างการก่อสร้าง | 6,838 | 2569-2573 |\n| อยู่ระหว่างการพัฒนา | 8,148 | 2569-2573 |\n| กา ลังการผลิตไฟฟ้ารวม (Total Committed Capacity) | 22,242 | - |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 41, "tags": [ "โครงการ", "Capacity", "การผลิต", "ความคืบหน้า", "Energy", "บริษัทฯ", "ผู้รับเหมา", "ก่อสร้าง", "ไตรมาส", "เชิงพาณิชย์" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 6, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p041_f1", "page": 41, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p041_f1.png", "width": 462, "height": 268, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p041_f1.png" }, { "id": "p041_f2", "page": 41, "rel_path": "GPSC/2569/Q2/p041_f2.png", "width": 463, "height": 278, "url": "/chat/rag-figure/GPSC/2569/Q2/p041_f2.png" } ] } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_09e71b99a69c416d991087e670741763", "content": "โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม และกิจการร่วมค้า\n\nประเภท\nสถานที่ตั้ง\nโรงไฟฟ้า\nเชื้อเพลิง\n\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (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 และกิจการร่วมค้า\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n38\n\n| โรงไฟฟ้า | ประเภท 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| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (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": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 42, "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_2_financial_explanation_f6d223c5d711498791c1cdad76ee9aaf", "content": "โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม และกิจการร่วมค้า (ต่อ)\nก าลังการผลิต\nก าลังการผลิต\nก าลังการ\nไฟฟ้าตาม\nผลิตไอน้า\nก าลังการผลิต\nไฟฟ้าตาม\nประเภท\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\nก๊าซธรรมชาติอุตสาหกรรม\nGPSC (30%)\n30\n9\n9\n1.59\nIU\n2026\nNNEG ระยะที่ 3\nนวนคร\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\n2,329\n3,119\nโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ\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\n2,895\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\n47\n-\nIU\n2012-27\nโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แสงอาทิตย์\n(100%)\n(กลุ่มจีพีเอสซี)\nจ านวนหลายแห่ง\nรวมก าลังการผลิต VSPP และอื่นๆ\n3,222\n-\n23,087\n9,217\nอื่นๆ\nกากน้ามัน\nERU\n2028\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\n7,421\n\nตารางที่ 12 : โรงไฟฟ้าของบริษัทฯ บริษัทย่อย บริษัทร่วม และกิจการร่วมค้า (ต่อ)\n\nหมายเหตุ:\n- ข้อมูล ณ วันที่ 30 มิถุนายน2569\n- ก าลังการผลิตตามสัดส่วนการถือหุ้น รวมถึงการถือหุ้นร้อยละ 100 ใน GLOW, Private PPA and ERU\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\n39\n\n| โรงไฟฟ้า | ประเภท 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 | ก๊าซธรรมชาติ | เขตสง่เสริม อตุ สาหกรรม นวนคร | GPSC (30%) | 30 | 9 | 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 | 2,329 | 3,119 | | |\n| โรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ | | | | | | | | | |\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 | 2,895 | - | 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 | 47 | - | IU | 2012-27 |\n| รวมกา ลังการผลิต VSPP และอื่นๆ | | | | 23,087 | 9,217 | 3,222 | - | | |\n| อื่นๆ | | | | | | | | | |\n| ERU (กา ลงัก่อสรา้ ง) | กากนา ้ มนั (Petroleum Pitch) | ชลบรุี | GPSC (100%) | 250 | 250 | - | 175 | Thai Oil PLC | 2028 (รายละเอียดหนา้ 39) |\n| รวม ERU | | | | 250 | 250 | - | 175 | | |\n| รวม | | | | 30,354 | 13,666 | 7,421 | 3,294 | | |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 43, "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_2_financial_explanation_097682ffec1e413782324511af48714b", "content": "สรุปปัจจัยที่มีผลต่อรายได้ปัจจัยหลักที่ส่งผลกระทบต่อรายได้โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย (%)\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าศรีราชา\nอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีอัตราค่าความพร้อมจ่าย – โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nปริมาณการขายไฟฟ้า (GWh)\nปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าศรีราชา\nปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าโกลว์ไอพีพีปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน\nปริมาณการขายไฟฟ้า – โรงไฟฟ้าห้วยเหาะ\nรวม ปริมาณการขายไฟฟ้า\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)\nปริมาณการขายไฟฟ้า\nปริมาณการขายไฟฟ้าของ GPSC (GWh)\nปริมาณการขายไฟฟ้าของ GLOW (GWh)\nรวมปริมาณขาย (GWh)\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย\nราคาขายไฟฟ้ารวมเฉลี่ย (บาท/kWh)\nปริมาณการขายไอน้ารวม\nปริมาณการขายไอน้าของ GPSC (พันตัน)\nปริมาณการขายไอน้าของ GLOW (พันตัน)\nปริมาณการขายไอน้ารวม (พันตัน)\nราคาขายไอน้าเฉลี่ย\nราคาขายไอน้ารวมเฉลี่ย (บาท/ตัน)\nโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอื่นๆ\nไฟฟ้า\nปริมาณการขายไฟฟ้า (GWh)\nราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/kWh)\nน้าเย็น\nปริมาณการขายน้าเย็น (พันตันความเย็น)\nราคาขายน้าเย็นเฉลี่ย (บาท/ตันความเย็น)\n\nGPSC - คำอธิบำยและการวิเครำะห์ของฝ่ายจัดการ (MD&A) ไตรมาสที่ 2 ปี 2569\nเปลี่ยนแปลง\nเปลี่ยนแปลง +/(-)\n+/(-)\nQ2/68\nQ1/69\nQ2/69\n6M68\n6M69\nYoY\nQoQ\nYoY\n\n100%\n-\n-\n-\n-\n100%\n-\n-\n96%\n77%\n100%\n4%\n23%\n98%\n89%\n(11%)\n93%\n2%\n100%\n7%\n98%\n95%\n51%\n(44%)\n211\n-\n-\n487\n-\n(100%)\n-\n(100%)\n95\n146\n113\n434\n196\n54%\n(26%)\n284%\n1,336\n1,447\nN/A\n2,276\n1,509\n34%\n62\n8%\n100\n227\n38%\n195\n391\n101%\n164\n127%\n331%\n(27%)\n1,742\n422\n1,820\n4%\n3,071\n2,243\n3.20\n3.35\n2.71\n(15%)\n(19%)\n3.41\n2.83\n(17%)\n\n1,280\n1,297\n2,506\n2,530\n1,233\n1%\n5%\n1%\n2,038\n1,916\n4,050\n3,802\n1,887\n(6%)\n2%\n(6%)\n(3%)\n3%\n(3%)\n3,318\n3,213\n6,556\n6,332\n3,120\n3.65\n3.29\n3.55\n(3%)\n8%\n3.61\n3.42\n(5%)\n1,464\n1,722\n2,999\n3,436\n1,714\n18%\n0.5%\n15%\n1,763\n1,975\n3,571\n3,890\n1,915\n12%\n3%\n9%\n15%\n2%\n12%\n3,629\n3,227\n3,697\n6,570\n7,326\n1,303\n1,169\n1,280\n1,293\n1,225\n(2%)\n9%\n(5%)\n\n60\n60\n70\n120\n130\n17%\n17%\n8%\n4.67\n4.81\n4.83\n3%\n0%\n4.81\n4.82\n0%\n6,325\n6,433\n11,576\n11,709\n5,276\n2%\n22%\n1%\n7.12\n7.33\n6.72\n7.42\n7.00\n(6%)\n(8%)\n(6%)\nตารางที่ 13 : ปัจจัยที่มีผลต่อรายได้\n\n30\n\n| ปัจจัยหลักทสี่ ่งผลกระทบต่อรายได้ | Q2/68 | Q1/69 | Q2/69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) | | 6M68 | 6M69 | เปลี่ยนแปลง +/(-) |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | | | | YoY | QoQ | | | YoY |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าอสิ ระ (IPP) | | | | | | | | |\n| อัตราค่าความพร้อมจ่าย (%) | | | | | | | | |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟ้าศรีราชา | 100% | - | - | - | - | 100% | - | - |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟ้าโกลวไ์อพีพี | 96% | 77% | 100% | 4% | 23% | 98% | 89% | (11%) |\n| อตั ราคา่ ความพรอ้ มจ่าย –โรงไฟฟ้าเก็คโค-่วนั | 93% | 2% | 100% | 7% | 98% | 95% | 51% | (44%) |\n| ปริมาณการขายไฟฟ้า (GWh) | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าศรีราชา | 211 | - | - | (100%) | - | 487 | - | (100%) |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าโกลวไ์อพีพี | 95 | 196 | 146 | 54% | (26%) | 113 | 434 | 284% |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าเก็คโค-่วนั | 1,336 | 62 | 1,447 | 8% | N/A | 2,276 | 1,509 | 34% |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ –โรงไฟฟ้าหว้ ยเหาะ | 100 | 164 | 227 | 127% | 38% | 195 | 391 | 101% |\n| รวม ปริมาณการขายไฟฟ้า | 1,742 | 422 | 1,820 | 4% | 331% | 3,071 | 2,243 | (27%) |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย | | | | | | | | |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉล่ยี (บาท/kWh) | 3.20 | 3.35 | 2.71 | (15%) | (19%) | 3.41 | 2.83 | (17%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟ้าของ GPSC (GWh) | 1,280 | 1,233 | 1,297 | 1% | 5% | 2,506 | 2,530 | 1% |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ ของ GLOW (GWh) | 2,038 | 1,887 | 1,916 | (6%) | 2% | 4,050 | 3,802 | (6%) |\n| รวมปริมาณขาย (GWh) | 3,318 | 3,120 | 3,213 | (3%) | 3% | 6,556 | 6,332 | (3%) |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย | | | | | | | | |\n| ราคาขายไฟฟ้ารวมเฉล่ยี (บาท/kWh) | 3.65 | 3.29 | 3.55 | (3%) | 8% | 3.61 | 3.42 | (5%) |\n| ปริมาณการขายไอนา ้ รวม | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไอนา ้ ของ GPSC (พนั ตนั ) | 1,464 | 1,714 | 1,722 | 18% | 0.5% | 2,999 | 3,436 | 15% |\n| ปรมิ าณการขายไอนา ้ ของ GLOW (พนั ตนั ) | 1,763 | 1,915 | 1,975 | 12% | 3% | 3,571 | 3,890 | 9% |\n| ปริมาณการขายไอนา ้ รวม (พันตัน) | 3,227 | 3,629 | 3,697 | 15% | 2% | 6,570 | 7,326 | 12% |\n| ราคาขายไอนา ้ เฉลี่ย | | | | | | | | |\n| ราคาขายไอนา ้ รวมเฉล่ยี (บาท/ตนั ) | 1,303 | 1,169 | 1,280 | (2%) | 9% | 1,293 | 1,225 | (5%) |\n| โรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และอนื่ ๆ | | | | | | | | |\n| ไฟฟ้า | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายไฟฟา้ (GWh) | 60 | 60 | 70 | 17% | 17% | 120 | 130 | 8% |\n| ราคาขายไฟฟ้าเฉล่ยี (บาท/kWh) | 4.67 | 4.81 | 4.83 | 3% | 0% | 4.81 | 4.82 | 0% |\n| นา ้ เย็น | | | | | | | | |\n| ปรมิ าณการขายนา ้ เย็น (พนั ตนั ความเย็น) | 6,325 | 5,276 | 6,433 | 2% | 22% | 11,576 | 11,709 | 1% |\n| ราคาขายนา ้ เย็นเฉล่ยี (บาท/ตนั ความเย็น) | 7.12 | 7.33 | 6.72 | (6%) | (8%) | 7.42 | 7.00 | (6%) |", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 44, "tags": [ "ปริมาณ", "โรงไฟฟ้า", "ราคาขาย", "เฉลี่ย", "ผู้ผลิต", "ความพร้อม", "พันตัน", "รายได้", "ศรีราชา", "ขนาดเล็ก" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "GPSC_2569_2_financial_explanation_1e19997f52824ec09b83191823a1ccde", "content": "Q3/2020\nIR Contact:\n+662 140 4600\nir@gpscgroup.com\nwww.gpscgroup.com", "metadata": { "company": "GPSC", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 45, "tags": [ "Contact", "@gpscgroup.com", ".gpscgroup.com" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 1, "layout_tables": 0 } } ] }