กางแผน PDP ใหม่ อัดไฟฟ้าสะอาด 58% รับ ‘ดาต้าเซ็นเตอร์-อีวี’ โตแรง

กำลังเป็นที่จับตาของทุกฝ่ายถึงร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2569-2593 (ร่างแผน PDP 2026) ที่กำลังเข้มงวดมาทุกขณะ หลังจากที่คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ได้ปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตลอดทั้งแผนแล้วเสร็จ ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำแผนการจัดหาไฟฟ้าที่จะป้อนความต้องการใช้  ตลอดระยะเวลา 25 ปี โดยเฉพาะการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานและพลังงานหมุนเวียนให้ได้ราว 60-70 % ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมด

ดาต้าเซ็นเตอร์-อีวี ดันการใช้ไฟฟ้าพุ่ง

แหล่งข่าวจากกระทรวงพลังงาน เปิดเผยว่า ในการจัดทำร่างแผน PDP 2026 นี้ หลังจากมีการปรับปรุงการพญากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตลอดระยะเวลา 25 ปีใหม่ ตามแนวโน้มภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลง ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าปรับลดลงเล็กน้อย จากเดิมที่คาดว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุดจะเพิ่มขึ้นจากประมาณ 36,652 เมกะวัตต์ ในปี 2569 ไปเป็น 77,374 เมกะวัตต์ ในปี 2593 หรือ เติบโตเฉลี่ย 3.23 % ต่อปี และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 434,371 ล้านหน่วย

สำหรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เติบโตนี้ จะมาจากกลุ่ม Data Center ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจริง ราว 8,611 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าจากการขยายตัวในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) ที่มีการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าไว้สูงถึง 9,639 เมกะวัตต์ โดยมีการกำหนดสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ EEC ไว้ไม่ต่ำกว่า 26.8% และการเติบโตของยานยนต์ไฟฟ้าหรือ EV ที่ได้ปรับสมมติฐานตามนโยบาย 30@30 และวิกฤตพลังงานที่เกิดขึ้น คาดว่าจะมีจำนวนรถยนต์นั่งส่วนบุคคลไฟฟ้า (PC) สูงถึง 13.55 ล้านคัน และรถจักรยานยนต์ไฟฟ้า (MC) อีก 10.8 ล้านคัน ซึ่งจะส่งผลให้ความต้องการไฟฟ้าจากกลุ่ม EV พุ่งทะยานไปอยู่ที่ 103,056 ล้านหน่วย เป็นต้น

ลดสัดส่วนการใช้ก๊าซเหลือ 30-40%

ในขณะที่การจัดหาไฟฟ้าป้อนความต้องการใช้ หรือกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ที่จะบรรจุอยู่ในแผน จะกำหนดเกณฑ์ความมั่นคงใหม่โดยใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ในระดับที่ไม่เกิน 0.7 วันต่อปี หรือไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อปี ซึ่งเป็นมาตรฐานสากลที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้ามาใช้ แทนปริมาณกำลังผลิตสำรอง และกำหนดค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดทั้งหมดไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วย

ดังนั้น ในการพิจารณาเบื้องต้นจะลดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลงมาเหลือประมาณ 30-40 % หรือมีกำลังผลิตตามสัญญาราว 2-3 หมื่นเมกะวัตต์ เมื่อสิ้นสุดแผน จากปัจจุบันที่ใช้ก๊าซฯผลิตไฟฟ้าอยู่ในสัดส่วนราว 59% โดยกำลังผลิตใหม่ที่จะจ่ายเข้าระบบ จะมาจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และการต่ออายุโรงไฟฟ้าก๊าซฯที่จะทยอยสิ้นสุดสัญญารับซื้อไฟฟ้า ขณะที่โรงไฟฟ้าถ่านหินจะทยอยปลดออกจากระบบ จะมีเพียงการก่อสร้างทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8-9 ขนาดกำลังผลิตรวม 600 เมกะวัตต์เท่านั้น

เพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาด 58%

ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดจะมีสัดส่วนราว 58% หรือราว 5-6 หมื่นเมกะวัตต์ เมื่อสิ้นสุดของแผนพีดีพีโดยจะบรรจุการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ ที่เป็นกำลังผลิตใหม่ตามสัญญาราว 2-3 หมื่นเมกะวัตต์ ที่จะมีทั้งเปิดประมูลรับซื้อไฟฟ้าจากโซลาร์ฟาร์ม โซลาร์ฟาร์มบวกระบบกักเก็บพลังงาน(BESS) โซลาร์ทุ่นลอยน้ำของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) กำลังผลิตตามสัญญาราว 9,931 เมกะวัตต์ และจากโซลาร์ภาคประชาชนที่รัฐมีนโยบายรับซื้อไฟฟ้าคืนในสัดส่วนเพิ่มขึ้นอีกราว 500 เมกะวัตต์ อัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย และสามารถขยายได้อีก 500 เมกะวัตต์

รวมถึงโครงการเปิดเสรีซื้อขายไฟฟ้า ผ่านโครงการนำร่อง Direct PPA 2,000 เมกะวัตต์ ที่เปิดให้ภาคเอกชนและกลุ่ม Data Center สามารถตกลงซื้อขายไฟสีเขียวกันได้โดยตรง ผ่านโครงข่ายสายส่งของรัฐ หรือ Third Party Access (TPA) ตลอดจนการเปิด Direct PPA ให้กับอุตสาหกรรมอื่นๆ ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสีเขียวในระยะต่อไปด้วย

บรรจุ SMR 2,400 เมกะวัตต์

ขณะที่พลังงานลมบวกระบบกักเก็บพลังงาน จะถูกบรรจุอยู่ในแผนพีดีพีราว 1.3-1.9 หมื่นเมกะวัตต์ จากปัจจุบันที่มีการจ่ายเข้าระบบแล้วราว 1,500 เมกะวัตต์ และอยู่ระหว่างการดำเนินอีกราว 1,500 เมกะวัต์ รวมถึงโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็ก หรือ Small Modular Reactor (SMR) จะบรรจุอยู่ในแผนราว 2,400 เมกะวัตต์ จากเดิมที่เคยกำหนดไว้เพียง 600 เมกะวัตต์ เพื่อเป็นโรงไฟฟ้าฐาน (Base Load) ที่ปล่อยคาร์บอนตํ่าและมีความปลอดภัยสูง ทดแทนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเดิม ที่ต้องทยอยปลดระวางตามอายุการใช้งาน เป็นต้น

รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว ภายใต้กรอบข้อตกลง 10,500 เมกะวัตต์ ที่ปัจจุบันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วราว 5,935 เมกะวัตต์ และอยู่ระหว่างการพัฒนาก่อสร้างอีกราว 3,407 เมกะวัตต์ รวมผูกพันในการรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 9,343.2 เมกะวัตต์ และที่อยู่ระหว่างเสนอโครงการพลังน้ำที่มีศักยภาพเข้ามาให้ไทยพิจารณาเพิ่มเติมอีกกว่า 2,200 เมกะวัตต์ ดังนั้นยังมีช่องซื้อไฟฟ้าจากสปป.ลาวได้อีกประมาณ 3.3-3.5 พันเมกะวัตต์

ส่วนพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวล คาดว่าจะบรรจุอยู่ในแผนดีพีพีราว 1,400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพราว 1,700 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าขยะ 300 เมกะวัตต์ เป็นต้น

ดันโรงไฟฟ้าสูบกลับรักษาระบบ

นอกจากนี้ เพื่อรองรับกับพลังงานหมุนเวียนที่เข้ามาในระบบปริมาณมาก จำเป็นต้องมระบบกักเก็บพลังงาน ทั้งในรูปแบบโรงไฟฟ้าสูบกลับ และแบตเตอรี่ เพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า โดย กฟผ.เสนอศักยภาพของโรงฟ้าสูบกลับที่เป็นกำลังผลิตใหม่เข้ามากว่า 2,472 เมกะวัตต์ จากปัจจุบันที่มีอยู่ 1,531 เมกะขณะที่ระบบกักเก็บพลังงานแบบแบตเตอรี่(BESS) จะบรรจุอยู่ในแผนกว่า 10,485 เมกะวัตต์ เป็นต้น โดยในระยะแรกของแผนจะยังไม่บรรจุการผสมไฮโดรเจนในท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากไม่มีความคุ้มค่า อีกทั้งจะกระทบกับกระบวนการผลิตของอุตสาหกรรมอื่นๆที่มีความต้องการใช้ก๊าซตามแนวท่อด้วย

ทั้งนี้ ในการจัดทำร่างแผน PDP 2026 คาดว่าจะแล้วเสร็จในช่วงปลายเดือนกรกฎาคมนี้ หลังจากนั้นจะรายงานให้ที่ประชุมคณะกรรมการบริการนโยบายพลังงาน ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพิจารณา ก่อนที่จะเปิดประชาพิจารณ์รับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้เสียต่อไปในช่วงเดือนสิงหาคมหรือกันยายน 2569 เพื่อนำไปสู่การเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเห็นชอบในช่วงปลายปีนี้

เปิดไทม์ไลน์ NDC เปลี่ยนผ่านพลังงาน

ดร.พิรุณ สัยยะสิทธิ์พานิช อธิบดีกรมการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศและสิ่งแวดล้อม กล่าวว่า ประเทศไทยได้กำหนดเป้าหมายการเร่งรัดสู่ความยั่งยืนภายใต้แผนที่นำทาง Thailand’s Net Zero Roadmap 2050 และการยกระดับเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด หรือ NDC 3.0 โดยได้กำหนดแนวทางที่ชัดเจนในการเปลี่ยนผ่านระบบการผลิตไฟฟ้า เพื่อบรรลุเป้าหมาย Net Zero ภายในปี 2593 ซึ่งการจัดทำร่างแผน PDP 2026 จึงต้องสอดคล้องกับเป้าหมาย NDC

ทั้งนี้ หากลำดับเวลาการเปลี่ยนผ่านได้เริ่มต้นมาตั้งแต่ปี 2568 ด้วยการเน้นไปที่การปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมให้มีการปล่อยมลพิษลดลง พร้อมกับการขยายสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียน อย่างชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานลม เข้าสู่ระบบอย่างต่อเนื่อง

เมื่อก้าวเข้าสู่ปี 2571 จะเริ่มสาธิตการใช้เทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) เป็นครั้งแรกในแหล่งอาทิตย์ เพื่อเตรียมความพร้อมสู่การใช้งานจริงในระดับอุตสาหกรรม และปี 2573 แผนการจะขยับไปสู่การปรับปรุงโครงข่ายไฟฟ้าให้ทันสมัย หรือ Grid modernization เพื่อเตรียมความพร้อมของโครงข่ายให้สามารถรองรับไฟฟ้าสะอาดที่มีความผันผวนได้ดียิ่งขึ้น รวมถึงการนำเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงานทั้งในรูปแบบแบตเตอรี่ (BESS) และในรูปของไฮโดรเจน มาช่วยเพิ่มความเสถียรให้กับพลังงานหมุนเวียน

สำหรับปี 2577 จะเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ของศูนย์กลาง CCS บริเวณอ่าวไทยตอนบน เพื่อดักจับก๊าซเรือนกระจกจากแหล่งกำเนิดขนาดใหญ่โดยตรง และปี 2578 ซึ่งเป็นช่วงเวลาสำคัญตามเป้าหมาย NDC 3.0 นั้น ประเทศไทยจะเริ่มลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหิน (Phase down) และนำเทคโนโลยี Ammonia co-firing เข้ามาใช้ทดแทนในระบบการผลิตไฟฟ้าเดิม ควบคู่ไปกับการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะเต็มรูปแบบ (Full smart grid)

ปี 2583 SMR แจ้งเกิด

ถึงปี 2583 ประเทศไทยตั้งเป้าหมายที่จะขยายสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้เข้าสู่ระดับสัดส่วน 68% ของปริมาณไฟฟ้าทั้งหมดของประเทศ เพื่อให้สอดรับกับความต้องการพลังงานสะอาดของนักลงทุนและตลาดทุนระดับโลก เมื่อเข้าสู่ปี 2588 เทคโนโลยีพลังงานขั้นสูงจะถูกนำมาใช้อย่างแพร่หลายมากขึ้น ไม่ว่าจะเป็นการใช้ไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงร่วมในระดับที่สูงขึ้น การใช้เซลล์เชื้อเพลิงไฮโดรเจน (Hydrogen fuel cell) ในการผลิตไฟฟ้าโดยตรง และการเริ่มนำโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็กที่มีความปลอดภัยสูงอย่าง SMR หรือ MMR เข้ามาช่วยสร้างเสถียรภาพให้กับฐานการผลิตไฟฟ้า

จนกระทั่งบรรลุเป้าหมายสูงสุดในปี 2593 โดยจะมีการยกเลิกการใช้โรงไฟฟ้าถ่านหินทั้งหมด (Phase out) และยกระดับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 74% ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด

สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่ยังคงจำเป็นต้องใช้ จะถูกปรับเปลี่ยนมาใช้เทคโนโลยีพลังความร้อนร่วมที่ทันสมัยที่สุดในระดับสากล และเริ่มนำพลังงานจากนิวเคลียร์ฟิวชัน (Nuclear fusion) เข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของระบบพลังงานแห่งอนาคต