- ร่างแผน PDP2026 ที่ปัจจุบันอยู่ในช่วงรับฟังความคิดเห็นนั้น กำลังจะเปลี่ยนโจทย์ไฟฟ้าของประเทศจากการมีไฟฟ้าพอใช้ ไปสู่การมีระบบไฟฟ้าที่รองรับ Net Zero ตามเป้าหมาย Net Zero ปี 2593 ซึ่งสอดคล้องกับการวางแผนระบบไฟฟ้า พร้อมรองรับความต้องการใหม่จาก Data Center, EV โดยให้ความสำคัญกับการผสมผสานพลังงานหมุนเวียน ระบบกักเก็บพลังงาน BESS เพื่อสร้างสมดุลระหว่าง สิ่งแวดล้อม ความมั่นคงทางพลังงาน และต้นทุนค่าไฟฟ้า พร้อมลดเป้าการปล่อยคาร์บอนภาคไฟฟ้าเหลือ 19.1 MtCO₂e ต่อปี จาก 66.2 MtCO₂e ในร่างแผนก่อนหน้า
- หลังปี 2580 ร่างแผน PDP2026 ระบุทางเลือก 3 แนวทาง เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าของประเทศจนถึงปี 2593 โดยทางเลือกได้แก่ การเน้น CCS, Balanced Net Zero และ RE-led ซึ่งสุดท้ายแล้ว จะพิจารณาทางเลือกใด คงจะขึ้นอยู่กับราคาก๊าซ LNG ต้นทุนเงินลงทุนพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาด ราคา BESS และความพร้อมของเทคโนโลยี CCS และโรงไฟฟ้า SMR เพื่อให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประชาชนเฉลี่ยตลอดทั้งแผนไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วย
- ศูนย์วิจัยกสิกรไทยมองว่า ความสำเร็จของ PDP2026 จะอยู่ที่การเตรียมความพร้อมล่วงหน้า เนื่องจากโครงสร้างพื้นฐานด้านเทคโนโลยี การเตรียมและจัดหาพื้นที่กักเก็บคาร์บอน การลงทุนก่อสร้าง รวมถึงการปลดล็อคกฎระเบียบต่างๆ และพัฒนาทักษะแรงงาน ต้องใช้เวลาในการดำเนินการ พร้อมทั้งต้องสร้างความชัดเจนด้านนโยบาย ลดความไม่แน่นอนของการเปลี่ยนผ่านระบบไฟฟ้าไทย เพื่อให้เอกชนสามารถวางแผนลงทุนได้อย่างมีประสิทธิภาพ
เหตุใดประเทศไทยต้องปรับแผนพลังงานใหม่
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ได้ประกาศเปิดรับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 (PDP2026)
แผนดังกล่าวได้ผนวกเป้าหมายของประเทศไทยในการบรรลุ Net Zero ภายในปี 2593 ภายใต้กรอบ NDC 3.0 เข้ากับกฎระเบียบด้านคาร์บอนระดับโลกที่เข้มงวดขึ้น ส่งผลให้การลดคาร์บอนในภาคพลังงานไฟฟ้ากลายเป็นประเด็นด้านความสามารถในการแข่งขันของประเทศ
ทั้งนี้ รถไฟความเร็วสูง รถไฟฟ้าในเมือง สถานีชาร์จรถยนต์ไฟฟ้า และศูนย์ข้อมูล (Data Center) ถูกระบุว่าเป็นปัจจัยขับเคลื่อนสำคัญที่ช่วยกระตุ้นความต้องการพลังงานสะอาด ซึ่งจะเป็นโครงสร้างพื้นฐานหลักของไทยต่อไปในอนาคต
จากการเพิ่มกำลังการผลิต สู่ระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมและยืดหยุ่น
ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับก่อนหน้า (PDP 2018 และ PDP 2024) ให้ความสำคัญกับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) โดยใช้โครงข่ายไฟฟ้าแบบรวมศูนย์ตามรูปแบบดั้งเดิม และผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีบทบาทเชิงรับเป็นหลัก ขณะที่แผน PDP 2026 ปรับเปลี่ยนแนวทางไปสู่การสร้างสมดุลระหว่างพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานกับแหล่งผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำที่จ่ายไฟได้อย่างมั่นคง (Low-carbon Firm Power) พร้อมทั้งพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) และส่งเสริมให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีบทบาทเชิงรุกในการบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้า (Active Demand) ทั้งนี้ อยู่บนพื้นฐานของหลักการสำคัญ 3 ประการ ได้แก่ สิ่งแวดล้อม ความมั่นคง และความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ
แผน PDP2026 แบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ ระยะแรก เรียกว่า “กำลังการผลิตไฟฟ้าช่วงเปลี่ยนผ่านร่วม" (Common Transition Capacity) ครอบคลุมช่วงปี 2569–2580 ส่วนระยะที่ 2 ครอบคลุมช่วงปี 2581-2593 โดยแบ่งออกเป็น 3 แนวทางเพื่อเลือกพิจารณา ซึ่งจะมีการกำหนดรายละเอียดในภายหลัง ประกอบด้วย (1) แนวทางที่ขับเคลื่อนด้วยเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS-Driven) (2) แนวทางสร้างสมดุลเพื่อมุ่งสู่ Net Zero (Balanced Net Zero) และ (3) แนวทางที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานหมุนเวียน (RE-Led)
ทั้ง 3 แนวทางในช่วงระยะที่ 2 ต่างผ่านการทดสอบความน่าเชื่อถือของระบบ (Reliability test) จากแบบจำลองในระดับเดียวกัน ดังนั้น ประเด็นสำคัญในการเลือกแนวทางจึงขึ้นอยู่กับว่าประเทศไทยจะจัดสรรเทคโนโลยี เชื้อเพลิง และบริหารจัดการความเสี่ยงด้านการดำเนินงานอย่างไร ทั้งนี้ ทุกแนวทางมีเป้าหมายที่จะลดการปล่อยคาร์บอนที่คาดการณ์ต่อปีจากภาคพลังงาน ลงเหลือ 19.1 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO₂e) จากระดับ 66.2 MtCO₂e ที่เคยตั้งเป้าหมายไว้ในร่างแผนฉบับก่อนหน้า
1. แนวทางขับเคลื่อนด้วยเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS-Driven Pathway)
แนวทางนี้มีการขยายระบบไฟฟ้าหลังปี 2580 น้อยที่สุด โดยต้องการกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพียง 76[KK1] .35 กิกะวัตต์ และใช้เงินลงทุนในการบูรณาการพลังงานหมุนเวียนเข้าสู่ระบบไฟฟ้า (RE-Integration) ประมาณ 360,000 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม แนวทางนี้มีอัตราค่าไฟฟ้าตามแบบจำลองอยู่ที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย (kWh) และมีค่าไฟฟ้าในช่วงปลายแผนในปี 2593 สูงที่สุด คือ 4.58 บาทต่อหน่วย ข้อได้เปรียบหลักคือ มีการก่อสร้างและปรับปรุงระบบโครงข่ายไฟฟ้าน้อยที่สุด
อย่างไรก็ดี แนวทางนี้เผชิญกับความเสี่ยง 2 ประการ ได้แก่ ความผันผวนของราคานำเข้า LNG (ปริมาณ 2,455 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และความไม่แน่นอนของต้นทุนเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (ปริมาณ 32 ล้านตันต่อปี) ข้อสรุปสำคัญคือ แนวทางนี้เป็นตัวเลือกที่เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าน้อยที่สุด แต่มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตามแบบจำลองสูงที่สุด
2. แนวทางสร้างสมดุลเพื่อมุ่งสู่ Net Zero
แนวทางนี้อยู่กึ่งกลางระหว่างอีก 2 ทางเลือก โดยต้องใช้เงินลงทุนประมาณ 500,000 ล้านบาท สำหรับการบูรณาการพลังงานหมุนเวียนเข้าสู่ระบบ และต้องเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ 96.25 กิกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตามแบบจำลองอยู่ที่[KK2] 3.8364 บาทต่อหน่วย (kWh) ซึ่งสูงกว่าแนวทางที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานหมุนเวียน (RE-Led) เพียง 0.67 สตางค์ต่อหน่วย แม้ว่าแนวทางที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานหมุนเวียนจะใช้เงินลงทุนด้านการบูรณาการพลังงานหมุนเวียน น้อยกว่าถึง 200,000 ล้านบาทก็ตาม
ข้อได้เปรียบสำคัญของแนวทางนี้คือ การกระจายความเสี่ยง (Diversification) โดยมีสัดส่วนไฟฟ้าสะอาดถึงร้อยละ 73 และมีการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติและ CCS น้อยลง (21 ล้านตันต่อปี) อย่างไรก็ตาม แนวทางนี้มีความเสี่ยงจากการพึ่งพาระบบไฟฟ้า 2 ระบบ และต้องบริหารจัดการจุดเชื่อมต่อระหว่างระบบควบคู่กัน แต่ประโยชน์จากการกระจายความเสี่ยงดังกล่าวก็นับว่าคุ้มค่า โดยมีต้นทุนเพิ่มขึ้นเพียง 0.67 สตางค์ต่อหน่วย (kWh) เมื่อเทียบกับแนวทางที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานหมุนเวียน
3. แนวทางที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานหมุนเวียน (RE-led Pathway)
แนวทางนี้ถือเป็นทางเลือกที่มีภาระการลงทุน ทั้งในด้านการเงินและการขยายระบบไฟฟ้าสูงที่สุด โดยต้องใช้เงินลงทุนด้านการบูรณาการพลังงานหมุนเวียนเข้าสู่ระบบประมาณ 700,000 ล้านบาท และต้องเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าสูงถึง 143.9 กิกะวัตต์ หลังปี 2580
อย่างไรก็ตาม แนวทางนี้มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตามแบบจำลองต่ำที่สุด อยู่ที่ 3.8297 บาทต่อหน่วย (kWh) และมีค่าไฟฟ้าในช่วงปลายแผนในปี 2593 ต่ำที่สุด คือ 4.11 บาทต่อหน่วย ข้อได้เปรียบสำคัญคือ แนวทางนี้สามารถลดการปล่อยคาร์บอนได้โดยตรง โดยไม่พึ่งพาเทคโนโลยี CCS แต่มีต้นทุนการลงทุนสูงที่สุด โดยมีแนวโน้มว่าจะเกิดขึ้นในช่วงแรกของการดำเนินแผน (front-loaded) และจำเป็นต้องพึ่งพาการปรับปรุงและยกระดับโครงข่ายไฟฟ้าอย่างกว้างขวาง เพื่อรองรับความผันผวนของกำลังการผลิตไฟฟ้า
การผสานหลายทางเลือกช่วยลดความเสี่ยงด้านเทคโนโลยี แม้ยังมีความเสี่ยงด้านการดำเนินงานอยู่
เหตุผลสำคัญที่แผนกำหนดทางเลือกไว้หลายแนวทางน่าจะมาจากต้นทุนของเทคโนโลยีที่อาจเปลี่ยนแปลงในอนาคต ไม่ว่าจะเป็น เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) อีกทั้งยังเปิดโอกาสให้ภาครัฐประเมินได้ว่า ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากศูนย์ข้อมูล (Data Center) และยานยนต์ไฟฟ้า (EV) จะเกิดขึ้นจริงในระดับใด การตัดสินใจเลือกแนวทางในภายหลังช่วยเพิ่มความยืดหยุ่น แต่ในขณะเดียวกันก็อาจสร้างความไม่แน่นอนให้กับผู้ประกอบการขนาดกลางและขนาดย่อม (SMEs)
ศูนย์วิจัยกสิกรไทยมองว่า ไทยต้องเตรียมความพร้อมล่วงหน้า เนื่องจากทางเลือกดังกล่าวจะใช้ได้ในอนาคต ก็ต่อเมื่อสามารถนำไปดำเนินการได้จริงและทันเวลา เนื่องจากการพัฒนาแหล่งกักเก็บคาร์บอน อาจใช้เวลา 3–10 ปี ในขณะที่ระยะเวลารอการจัดซื้อจัดหาอุปกรณ์จากตลาดโลกในปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 2-3 ปีสำหรับสายส่งไฟฟ้า และนานถึง 4 ปี สำหรับหม้อแปลงไฟฟ้าขนาดใหญ่
สรุปประเด็นสำคัญที่ต้องติดตามในระยะถัดไป
- แนวทางสู่ Net Zero ทั้ง 3 แนวทาง มีค่าไฟฟ้าต่างกันเพียง 5.62 สตางค์ต่อหน่วย แม้จะใช้สัดส่วนเทคโนโลยีที่แตกต่างกัน ดังนั้น การเปลี่ยนแปลงของราคาก๊าซ LNG ในอนาคต ต้นทุนทางการเงิน และเทคโนโลยี CCS จะเป็นปัจจัยชี้ขาดความน่าสนใจของแต่ละแนวทาง ก่อนที่จะมีการตัดสินใจในปี 2580
- การพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น (Flexible Grid) หรือการขยายรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (Direct PPA) จะเป็นหนึ่งในปัจจัยชี้วัดความสำเร็จที่สำคัญของแผนนี้ เนื่องจากจะกำหนดเส้นทางการพัฒนาโครงการพลังงานสะอาดจากฝั่งเอกชน
- การประเมินความต้องการใช้ไฟฟ้าจริง จาก EV และ Data Center รวมถึงมาตรการสนับสนุนโซลาร์ภาคประชาชนที่ใช้เงินจาก พ.ร.ก. กู้เงินสองแสนล้านบาท เพื่อการเปลี่ยนผ่านพลังงานฯ จะส่งผลกระทบต่อปริมาณความต้องการไฟฟ้าในภาพรวมจากที่คาดการณ์ไว้มากน้อยเพียงใด
- ร่างแผน PDP2026 ระบุว่ามีกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Committed Capacity) จำนวน 14.806 กิกะวัตต์ สำหรับช่วงปี 2569–2580 แต่ยังไม่ได้เปิดเผยรายชื่อโครงการหรือกรอบการประมูล ดังนั้น ภารกิจด้านนโยบายที่ต้องดำเนินการในทันที คือการสอบทานและปรับปรุงข้อมูลที่ชัดเจน ว่ากำลังการผลิตส่วนใดทำสัญญาไปแล้ว ส่วนใดยังคงต้องจัดซื้อจัดหาเพิ่ม และมีแผนการดำเนินงานอย่างไร
Scan QR Code
หมายเหตุ
รายงานวิจัยฉบับนี้จัดทำเพื่อเผยแพร่ทั่วไป โดยจัดทำขึ้นจากแหล่งข้อมูลต่างๆ ที่น่าเชื่อถือ แต่บริษัทฯ มิอาจรับรองความถูกต้อง ความน่าเชื่อถือ หรือความสมบูรณ์เพื่อใช้ในทางการค้าหรือประโยชน์อื่นใด บริษัทฯ อาจมีการเปลี่ยนแปลงข้อมูลได้ตลอดโดยไม่ต้องแจ้งให้ทราบล่วงหน้า ทั้งนี้ผู้ใช้ข้อมูลต้องใช้ความระมัดระวังในการใช้ข้อมูลต่างๆ ด้วยวิจารณญาณตนเองและรับผิดชอบในความเสี่ยงเองทั้งสิ้น บริษัทฯ จะไม่รับผิดต่อผู้ใช้หรือบุคคลใดในความเสียหายใดจากการใช้ข้อมูลดังกล่าว ข้อมูลในรายงานฉบับนี้จึงไม่ถือว่าเป็นการให้ความเห็น หรือคำแนะนำในการตัดสินใจทางธุรกิจ แต่อย่างใดทั้งสิ้น