เจาะ 4 ทางเลือก PDP 2026 เดิมพันอนาคตไฟฟ้าไทย 25 ปี สู่ Net Zero

สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 หรือ PDP2026 เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2569 โดยร่างแผนฉบับนี้เป็นแผนระยะยาว 25 ปี ที่วางกรอบการจัดหาไฟฟ้าและสัดส่วนเชื้อเพลิงของประเทศ พร้อมกำหนดเป้าหมายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนและการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero) ในภาคการผลิตไฟฟ้า ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) ตามแผนระยะยาวการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำ (LT-LEDs)

สำหรับนักลงทุนและภาคธุรกิจ ประเด็นที่ร่างแผนวางไว้เป็นทางเลือกให้พิจารณา คือแต่ละเส้นทางการลดคาร์บอนใช้เงินลงทุนต่างกันเท่าใด ส่งผลต่อค่าไฟฟ้าอย่างไร และเปิดรับความเสี่ยงจากการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) นำเข้ามากน้อยเพียงใด

5 แรงกดดันบีบให้ต้องปรับแผน

ร่าง PDP2026 ระบุถึงเหตุผลที่ต้องปรับแผนจากฉบับก่อนหน้า โดยชี้ว่ามี 5 แรงกดดันที่เปลี่ยนโจทย์การวางแผนระบบไฟฟ้า ประกอบด้วย ความต้องการพลังงานสะอาดจากภาคอุตสาหกรรม (Green Demand), การขยายตัวแบบก้าวกระโดดของศูนย์ข้อมูล (Data Center) และปัญญาประดิษฐ์ (AI) ในกลุ่มความต้องการใหม่ (New Demand), การเติบโตของการผลิตไฟฟ้าจากภาคประชาชน (Prosumer), การเปลี่ยนผ่านสู่ยานยนต์ไฟฟ้า (E-Mobility) และกติกาการค้าโลกใหม่ (Carbon Rules) ทั้งมาตรการปรับคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (CBAM 2026), เป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (NDC 3.0) และร่างพระราชบัญญัติภาษีคาร์บอน

ร่างแผนวางกระบวนทัศน์ใหม่ (Paradigm Shift) จากระบบเดิมที่เน้นกำลังผลิตสำรองรองรับความต้องการสูงสุด (Peak) โครงข่ายรวมศูนย์และเน้นเชื้อเพลิงฟอสซิล ไปสู่ระบบไฟฟ้าสีเขียวที่ยืดหยุ่น บริหารสมดุลระหว่างพลังงานหมุนเวียนกับระบบกักเก็บพลังงาน (RE+BESS) และไฟฟ้าฐานคาร์บอนต่ำ (Firm Power) รองรับโครงข่ายอัจฉริยะ (Smart Grid) และการเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีบทบาทเป็นผู้ผลิตและให้บริการระบบไฟฟ้า (Active Consumer)

สมมติฐานเปลี่ยน ทั้ง GDP–ประชากร–ช่วงพีค

ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว ร่าง PDP2026 ได้ปรับสมมติฐานหลักหลายรายการ โดยเป็นผลจากการรับฟังความคิดเห็นเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2569 ร่วมกับข้อมูลล่าสุด ได้แก่ อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (GDP) เฉลี่ย ปรับลดจาก 3.10% ในแผน PDP2024 มาอยู่ที่ 2.49% ต่อปี (ปี 2568–2593) ตามข้อมูลล่าสุดจากสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ชุด 1 พฤษภาคม 2569

ด้านอัตราการเติบโตของประชากร ปรับจาก +0.04% มาเป็น -0.21% สะท้อนการหดตัวของประชากร ขณะที่ลักษณะการใช้ไฟฟ้าปีฐานเปลี่ยนจากปี 2562 เป็นปี 2568 ที่สำคัญคือช่วงเวลาการเกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) เปลี่ยนจากช่วงบ่าย (14.30 น.) มาเป็นช่วงกลางคืน (21.00 น.) และปรับการแบ่งพื้นที่จาก 5 ภูมิภาค เป็น 7 ภูมิภาค เพื่อสะท้อนการกระจุกตัวของความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยเฉพาะในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC)

สำหรับการพยากรณ์จำนวนรถยนต์ไฟฟ้า (EV) สะสม ณ ปี 2593 ปรับลดจาก 28.47 ล้านคัน เป็น 26.20 ล้านคัน หลังมีการทบทวนให้สอดคล้องกับสถานการณ์จริงและพิจารณาอายุการใช้งานของรถ EV ประกอบ

ภายใต้กรณีปกติ (BAU) ร่างแผนประเมินความต้องการพลังงานไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า ณ ปี 2593 อยู่ที่ราว 402,063 ล้านหน่วย และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ 63,688 เมกะวัตต์ โดยเอกสารระบุว่าความต้องการไฟฟ้าลดลงตามการชะลอตัวทางเศรษฐกิจและปริมาณประชากรที่ลดลง

ความต้องการไฟฟ้าส่วนเพิ่ม EV–Data Center นำโด่ง

แม้ภาพรวมความต้องการไฟฟ้าจะชะลอ แต่ความต้องการพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) จากกิจกรรมทางเศรษฐกิจใหม่กลับเพิ่มขึ้นชัดเจน โดย ณ ปี 2593 คาดว่ายานยนต์ไฟฟ้า (EV) จะสร้างความต้องการไฟฟ้าราว 91,736 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) รองลงมาคือศูนย์ข้อมูล (Data Center) ที่ 42,468–55,744 GWh ตามด้วยโครงการ EEC 7,791 GWh, รถไฟความเร็วสูง (HST) 3,552 GWh, รถไฟฟ้า MRT 708 GWh และนิคมอุตสาหกรรมใหม่ 34 GWh

ขณะเดียวกันมาตรการประหยัดพลังงาน (EEP) จะช่วยลดความต้องการได้ 117,449–149,146 GWh และแนวโน้มการผลิตไฟฟ้าใช้เอง (IPS) จากการติดตั้งโซลาร์บนหลังคา (BTMPV) อีก 30,085 GWh

กำลังผลิตปัจจุบัน 54,305 เมกะวัตต์

ร่าง PDP2026 ระบุกำลังผลิตตามประเภทเชื้อเพลิง ณ ปี 2568 รวมกำลังผลิตระบบ 3 การไฟฟ้าฯ รวมระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) เท่ากับ 54,305 เมกะวัตต์ (ไม่รวมโครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงฟอสซิล 37,847 เมกะวัตต์ นำโดยก๊าซธรรมชาติ 31,504 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียน (RE) รวม 16,458 เมกะวัตต์

นอกจากนี้ยังมีกำลังผลิตที่มีข้อผูกพัน (Committed Capacity) ที่จะทยอยเข้าระบบในช่วงปี 2569–2580 อีก 14,806 เมกะวัตต์ และกำลังผลิต RE รวมเทคโนโลยีใหม่ตามนโยบายในช่วงปี 2569–2593 อีก 32,805–33,305 เมกะวัตต์

4 ทางเลือกหลัก จุดต่างอยู่ที่วิธีลดคาร์บอน

หัวใจของร่าง PDP2026 คือการเสนอ 4 ทางเลือก (Case) สำหรับเดินสู่เป้าหมายพลังงานสะอาด โดยทุกกรณีจำกัดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคการผลิตไฟฟ้า และมีสัดส่วนพลังงานสะอาดขั้นต่ำ 65% ในทุกทางเลือก ประกอบด้วย

Case 1 (Base Case) กรณีฐานตามกรอบปกติภาคไฟฟ้า เน้นความมั่นคงช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยมีเงื่อนไขการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำกว่า 66 ล้านตัน CO₂

Case 2 (Net Zero by CCS) รักษาโครงสร้างเดิม และยกระดับเป้าหมายคาร์บอนต่ำด้วยเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS)

Case 3 (Net Zero by RE) ใช้พลังงานสะอาดสูงสุด โดยปราศจากเทคโนโลยี CCS

Case 4 (Net Zero by RE & CCS) แผนผสมผสาน รักษาการใช้ก๊าซในประเทศ ร่วมกับ RE และ CCS

ทั้ง 4 ทางเลือกเดินบนโครงสร้างพื้นฐานเดียวกันในช่วง 12 ปีแรก (ปี 2569–2580) โดยมีกำลังผลิตใหม่รวม 50,900 เมกะวัตต์เท่ากันทุกกรณี แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (CCGT) 9,100 เมกะวัตต์, โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 300 เมกะวัตต์, พลังงานแสงอาทิตย์ (Solar) 24,300 เมกะวัตต์, พลังงานลม (Wind) 2,700 เมกะวัตต์ และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) 14,500 เมกะวัตต์ ส่งผลให้กำลังผลิตสะสม ณ ปี 2580 อยู่ที่ 115,632 เมกะวัตต์ โดยผ่านเกณฑ์ความมั่นคงและมีอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทุกกรณีในช่วงนี้

ทางเลือกทั้ง 4 จะเริ่มแยกทางกันในช่วงที่ 2 ระหว่างปี 2581–2593 ซึ่งเป็นช่วงที่กำหนดว่าจะใช้ CCS เป็นแกน ขยาย RE ทดแทน CCS หรือผสมผสานทั้งสองแนวทาง

ค่าไฟใกล้กัน แต่ผลลัพธ์คาร์บอน–สัดส่วนสะอาดต่าง

เมื่อพิจารณาผลลัพธ์ ณ ปลายแผน ปี 2593 พบว่าต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยของทั้ง 4 ทางเลือกอยู่ในระดับใกล้เคียงกัน โดย Case 1 อยู่ที่ 3.8267 บาท/หน่วย, Case 2 อยู่ที่ 3.8859 บาท/หน่วย (สูงสุด), Case 3 อยู่ที่ 3.8297 บาท/หน่วย และ Case 4 อยู่ที่ 3.8364 บาท/หน่วย โดยส่วนต่างระหว่างค่าไฟสูงสุดและต่ำสุดอยู่ที่ราว 6 สตางค์/หน่วย ทั้งนี้ ร่างแผนประเมินว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนจะอยู่ในกรอบ 3.8–4.5 บาท/หน่วย

ต้นทุนค่าไฟฟ้าดังกล่าวประกอบด้วยต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีก (Base Cost) รวมกับต้นทุนการปรับปรุงระบบส่งเพื่อรองรับ RE (RE Cost) และต้นทุนการดักจับและกักเก็บคาร์บอนเพื่อให้ได้ตามเป้าหมายก๊าซเรือนกระจก (CCS Cost) ที่กำหนดสมมติฐานไว้ที่ 135 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน CO₂ หรือราว 4,590 บาทต่อตัน

ด้านสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้า (Fuel Mix) ณ ปี 2593 Case 1 และ Case 2 มีสัดส่วนพลังงานสะอาด 65% และฟอสซิล 35%, Case 3 มีพลังงานสะอาดสูงสุดที่ 89% ฟอสซิล 11% ส่วน Case 4 มีพลังงานสะอาด 73% ฟอสซิล 27%

สำหรับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ณ ปี 2593 Case 1 อยู่ที่ 51.5 ล้านตัน ซึ่งเอกสารระบุว่ายังไม่บรรลุเป้าหมาย, Case 2 อยู่ที่ 19.1 ล้านตัน โดยต้องดักจับด้วย CCS 32 ล้านตัน, Case 3 อยู่ที่ 16.6 ล้านตัน ซึ่งต่ำที่สุดของแผน และ Case 4 อยู่ที่ 19.1 ล้านตัน โดยดักจับด้วย CCS 21 ล้านตัน ทั้งนี้ เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคการผลิตไฟฟ้าตามกรอบใหม่อยู่ที่ 19.1 ล้านตัน CO₂ (รวมเป้าหมาย CCS) จากกรอบปกติที่ 66.2 ล้านตัน CO₂

เม็ดเงินลงทุนโครงข่ายต่างกันเกือบเท่าตัว

ประเด็นสำคัญสำหรับนักลงทุนคือต้นทุนการลงทุนเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน (RE Integration Cost) ในช่วงปี 2572–2593 ซึ่งแตกต่างกันตามสัดส่วน RE ในแต่ละทางเลือก โดย Case 1 และ Case 2 อยู่ที่ราว 360,000 ล้านบาท, Case 4 ราว 500,000 ล้านบาท และ Case 3 สูงสุดที่ราว 700,000 ล้านบาท หรือต่างจาก Case 1 และ 2 ราว 340,000 ล้านบาท

เงินลงทุนส่วนเพิ่มดังกล่าวถูกใช้ไปกับการขยายและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า (TSU), การติดตั้งอุปกรณ์ควบคุมแรงดัน (STATCOM), แบตเตอรี่เพื่อเพิ่มเสถียรภาพระบบส่งไฟฟ้า และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย (Synchronous Condenser) เพื่อเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง

ในด้านกำลังผลิตใหม่สะสมตลอดแผน (ปี 2569–2593) Case 2 อยู่ที่ 127.3 กิกะวัตต์ (GW), Case 3 อยู่ที่ 194.8 GW และ Case 4 อยู่ที่ 147.2 GW ขณะที่กำลังผลิต ณ ปลายแผนของ Case 1/2 อยู่ที่ 185.7 GW, Case 3 อยู่ที่ 253.1 GW และ Case 4 อยู่ที่ 206.1 GW

ความเสี่ยงพึ่งพา LNG นำเข้า

อีกปัจจัยที่ร่างแผนเปรียบเทียบไว้คือการใช้ก๊าซธรรมชาติตลอดแผน ซึ่งสะท้อนความเสี่ยงจากการนำเข้า LNG โดย ณ ปี 2593 Case 1 และ Case 2 มีความต้องการก๊าซที่ 2,455 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ซึ่งเอกสารระบุว่าเป็นระดับที่พึ่งพาการนำเข้า LNG สูง ขณะที่ Case 4 อยู่ที่ 1,904 MMscfd โดยใช้ก๊าซในประเทศเต็มศักยภาพ ส่วน Case 3 อยู่ที่ 794 MMscfd ซึ่งลดการพึ่งพาก๊าซลงมากที่สุด

ด้านเกณฑ์ความมั่นคงระบบไฟฟ้า ร่าง PDP2026 ยกเลิกเกณฑ์กำลังผลิตสำรอง (Reserve Margin) เดิม เปลี่ยนเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) โดยกำหนดจากไม่เกิน 0.7 วันต่อปี เป็นไม่เกิน 1.0 วันต่อปี เพื่อรองรับการพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนที่ผันผวนตามสภาพอากาศ

ปลดล็อก Direct PPA–TPA เปิดทางเอกชนไฟฟ้าสีเขียว

ในส่วนของการขับเคลื่อนภายใต้แผน ร่าง PDP2026 ระบุแนวทางปลดล็อกโครงสร้างพลังงานเพื่อสร้างฐานการผลิตสีเขียว ผ่านกลไกการเปิดใช้โครงข่ายไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) และการซื้อขายไฟฟ้าสีเขียวโดยตรง (Direct PPA) สำหรับ Data Center และภาคอุตสาหกรรม โดยอ้างอิงมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 ที่ขยายมาตรการ Direct PPA ผ่าน TPA ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้คัดเลือกและกำกับดูแล

กลุ่มเป้าหมายครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ Data Center และพื้นที่ EEC พร้อมเปิดให้ภาคอุตสาหกรรมดำเนินการ Direct PPA ควบคู่กับการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าใช้เอง (Self-generation)

นอกจากนี้ยังมีการยกระดับสู่โครงข่ายดิจิทัล (Digital Grid) ผ่านการติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะ (Smart Meter) 100% สำหรับลูกค้ารายใหญ่ และสถานีไฟฟ้าดิจิทัล พร้อมเปิดบริการรูปแบบใหม่อย่างโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant) และการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response)

ร่างแผนยังตั้งเป้าพัฒนาตลาด Demand Response (DR) ที่ 2,800 เมกะวัตต์ และพลังงานแบบกระจายศูนย์ (DER) สะสม 9,100–11,200 เมกะวัตต์ ภายในปี 2593 รวมถึงแผนขับเคลื่อนโรงไฟฟ้า SMR/MMR เป้าหมาย 9,000 เมกะวัตต์ เริ่มต้นที่ 300 เมกะวัตต์ กระจาย 5 ภาคทั่วประเทศ ซึ่งใช้ระยะเวลาเตรียมการและก่อสร้างรวมมากกว่า 10 ปี ตลอดจนการเตรียมความพร้อมเทคโนโลยีดักจับคาร์บอน (CCS) และเทคโนโลยีคาร์บอนต่ำอื่น ๆ อาทิ ไฮโดรเจนสีเขียวและระบบกักเก็บพลังงานระยะยาว วงเงินกำลังผลิต 2,500–3,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2589–2593

เปิดรับฟังความเห็น ก่อนสรุปแผน

สนพ. ระบุในเอกสารว่า การรับฟังความคิดเห็นครั้งนี้เปิดให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียแสดงความเห็นต่อทางเลือกทั้ง 4 กรณี ว่าทางเลือกใดเหมาะสมกับบริบทของประเทศไทยมากที่สุดและด้วยเหตุผลใด รวมถึงข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะอื่น ๆ ต่อร่างแผน โดยความคิดเห็นและข้อเสนอแนะทั้งหมดจะถูกนำไปรวบรวม พิจารณา และใช้ประกอบการปรับปรุงร่างแผน PDP2026 ให้มีความครบถ้วน เหมาะสม และสอดคล้องกับความต้องการของประเทศต่อไป

ที่มา: ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 (PDP2026) เอกสารประกอบการสัมมนารับฟังความคิดเห็น สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน 8 กันยายน 2569.