PDP 2026 ดันไฟสะอาด 89% ‘สายส่ง-กติกา’ คอขวดเปลี่ยนผ่าน ค่าไฟ 3.89 บาทยังมีเงื่อนไข

ร่างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP 2026) วางทิศทางระบบไฟฟ้าไทยระยะยาวถึงปี 2593 มุ่งเพิ่มพลังงานสะอาด ทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจาก Data Center รถยนต์ EV และภาคอุตสาหกรรม

อย่างไรก็ตาม โจทย์สำคัญไม่ได้อยู่เพียงการเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าสะอาด แต่รวมถึงต้นทุนค่าไฟ ระบบสายส่ง กติกาการแข่งขัน และความพร้อมของเทคโนโลยีที่จะรองรับการเปลี่ยนผ่านพลังงาน

“ฐานเศรษฐกิจ” สัมภาษณ์ รองศาสตราจารย์ ดร.อัทธ์ พิศาลวานิช อาจารย์ประจำคณะเศรษฐศาสตร์ มหาวิทยาลัยรังสิต และผู้เชี่ยวชาญด้านเศรษฐกิจระหว่างประเทศและอาเซียน ถึงทิศทาง PDP 2026 และโจทย์ระบบไฟฟ้าไทยในระยะยาว

ค่าไฟ 3.83–3.89 บาท ยังมีเงื่อนไข

ต่อกรณี สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ประเมินค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผน PDP ไว้ที่ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย ดร.อัทธ์มองว่าเป็นระดับที่มีความเป็นไปได้ แต่ขึ้นอยู่กับราคาก๊าซธรรมชาติ อัตราแลกเปลี่ยน ความต้องการใช้ไฟฟ้าจาก Data Center และรถยนต์ EV รวมถึงเงินลงทุนในระบบโครงข่ายไฟฟ้า Smart Grid และระบบกักเก็บพลังงานในอนาคต

เนื่องจาก PDP 2026 เป็นแผนระยะยาวถึง 25 ปี (2569-2593) ปัจจัยทางเศรษฐกิจ เทคโนโลยี และตลาดพลังงานโลกสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตลอดเวลา การแสดงเพียงค่าไฟเฉลี่ยตลอดแผนจึงอาจไม่สะท้อนภาระที่ประชาชนและภาคธุรกิจต้องเผชิญในแต่ละช่วง

ดังนั้น PDP 2026 ควรแสดงประมาณการค่าไฟเป็นช่วงละ 5 ปี รวม 5 ช่วง ตั้งแต่ปี 2569–2593 พร้อมเปิดเผยปัจจัยและสมมติฐานที่มีผลต่อค่าไฟ และแยกเป็น 3 ฉากทัศน์ ได้แก่ กรณีฐาน กรณีต้นทุนสูง และกรณีเลวร้าย เพื่อให้เห็นความเสี่ยงของค่าไฟชัดเจนขึ้น

ดันโซลาร์-ลม รับ Data Center และ EV

สำหรับเป้าหมายเพิ่มกำลังผลิตใหม่ราว 50,900 เมกะวัตต์ในช่วง 11 ปีแรก ดร.อัทธ์เห็นด้วยกับการเพิ่มพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และระบบแบตเตอรี่ เพราะไทยจำเป็นต้องมีไฟฟ้าสะอาดรองรับ Data Center รถยนต์ EV และลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติที่ต้องนำเข้า อย่างไรก็ตาม มีข้อสังเกตเรื่องการนับกำลังผลิตใหม่ เนื่องจากตัวเลขกำลังผลิตใหม่รวม 127,200–194,800 เมกะวัตต์ มี BESS ราว 40,000–40,500 เมกะวัตต์รวมอยู่ด้วย ทั้งที่ BESS ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าใหม่ แต่รับไฟฟ้าจากแหล่งผลิตต่างๆ มาเก็บและจ่ายกลับเข้าสู่ระบบ จึงมีความเสี่ยงต่อการนับซ้ำ

จากการสรุปข้อมูล PDP 2026 กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่จากแหล่งที่ผลิตไฟฟ้าจริงอยู่ที่ประมาณ 65,150–147,500 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโซลาร์ 28,990–61,300 เมกะวัตต์ ลม 10,360–52,700 เมกะวัตต์ SMR 9,000 เมกะวัตต์ และก๊าซธรรมชาติ 16,800–24,500 เมกะวัตต์ ขณะที่ BESS 40,000–40,500 เมกะวัตต์ และ DR/DER 14,000 เมกะวัตต์ เป็นส่วนช่วยบริหารระบบ ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าใหม่

“BESS ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าขึ้นมาใหม่ แต่รับไฟฟ้ามาเก็บไว้แล้วจ่ายกลับเข้าสู่ระบบ จึงไม่ควรนำไปรวมเรียกทั้งหมดว่าเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่”

เอกชนชิงลงทุนโซลาร์อันดับหนึ่ง

สำหรับโอกาสลงทุนของเอกชน พลังงานแสงอาทิตย์มีโอกาสมากที่สุด ทั้งโซลาร์ฟาร์ม โซลาร์บนหลังคา และการผลิตไฟฟ้าสะอาดขายให้ Data Center และโรงงานอุตสาหกรรมโดยตรง รองลงมาคือการลงทุนแบตเตอรี่กักเก็บพลังงาน เพราะเมื่อเพิ่มโซลาร์และลม ก็จำเป็นต้องมีแบตเตอรี่สำหรับเก็บไฟฟ้าไว้ใช้ในช่วงไม่มีแดดหรือลม ส่วน SMR ยังเป็นโอกาสระยะยาว เนื่องจากไทยต้องเตรียมกฎหมายและสร้างการยอมรับจากประชาชน

เปิดประมูลไฟ ลดผูกขาด-ลดภาระค่าไฟ

หัวใจสำคัญของการดึงเงินลงทุนเอกชนและลดค่าไฟระยะยาว คือการออกแบบกติกาให้เกิดการแข่งขัน ลดการผูกขาด และไม่ผลักต้นทุนการลงทุนมาเป็นภาระของประชาชน การรับซื้อไฟฟ้าใหม่ควรใช้วิธีประมูลแข่งขัน ผู้เสนอขายไฟที่มีต้นทุนต่ำ มีความพร้อม และจ่ายไฟได้ตามเงื่อนไขควรได้รับการคัดเลือก ไม่ควรกำหนดราคารับซื้อหรือจัดสรรโควตาให้บางรายโดยไม่มีการแข่งขัน เพราะอาจทำให้ไทยผูกพันกับสัญญาซื้อไฟราคาแพงเป็นเวลานาน

ขณะเดียวกันควรเปิดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าสะอาดขายไฟแก่โรงงานและ Data Center ได้โดยตรง โดยใช้สายส่งของการไฟฟ้าและจ่ายค่าบริการอย่างเป็นธรรม ส่วนผู้ใช้ไฟรายใหญ่ เช่น Data Center ควรรับผิดชอบต้นทุนที่เกิดจากความต้องการของตนเอง ทั้งค่าขยายสายส่ง สถานีไฟฟ้า แบตเตอรี่ และกำลังผลิตสำรอง ไม่ควรนำต้นทุนเหล่านี้มาเฉลี่ยรวมในค่าไฟของครัวเรือนและธุรกิจขนาดเล็ก

“ผู้ใช้ไฟรายใหญ่ควรรับผิดชอบต้นทุนที่เกิดจากตนเอง ไม่ควรนำต้นทุนขยายระบบไปเฉลี่ยรวมในค่าไฟของครัวเรือน”

นอกจากนี้ PDP 2026 ควรทบทวนอย่างน้อยทุก 3–5 ปี เพราะความต้องการไฟฟ้าจาก Data Center รถยนต์ EV ราคาก๊าซ และราคาแบตเตอรี่เปลี่ยนแปลงได้อย่างรวดเร็ว

ไฟสะอาด 65–89% ยังมีโจทย์ใหญ่

สำหรับเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดเป็น 49% ในปี 2580 และ 65–89% ในปี 2593 ดร.อัทธ์มองว่าเป็นทิศทางที่ถูกต้อง แต่ช่วงเป้าหมายที่ห่างกันถึง 24% สะท้อนความไม่แน่นอนว่าไทยจะพึ่งพาพลังงานหมุนเวียน SMR หรือ CCS ในสัดส่วนเท่าใด

ความท้าทายสำคัญคือความไม่สม่ำเสมอของโซลาร์และพลังงานลม หากเพิ่มสองแหล่งนี้อย่างรวดเร็ว แต่ไม่มีแบตเตอรี่ โรงไฟฟ้าสำรอง และสายส่งเพียงพอ อาจเกิดภาวะไฟฟ้าเกินความต้องการในบางช่วงและขาดแคลนในช่วงอื่น

อีกด้านคือความพร้อมของสายส่งและระบบควบคุมไฟฟ้า เพราะโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนอาจอยู่ห่างจากพื้นที่ใช้ไฟ หากสายส่งไม่พร้อมก็ไม่สามารถนำไฟฟ้ามาใช้ได้เต็มศักยภาพ ขณะที่ระบบควบคุมต้องรองรับผู้ผลิตรายย่อยจำนวนมากและบริหารไฟฟ้าที่ไหลได้ทั้งสองทิศทาง

นอกจากนี้ การลงทุนในแบตเตอรี่ สายส่ง ระบบควบคุม และกำลังผลิตสำรอง หากมากเกินความจำเป็นหรือมีสัญญาซื้อไฟราคาแพง ก็อาจถูกส่งผ่านมายังค่าไฟประชาชน ขณะที่ SMR ยังมีความไม่แน่นอน เพราะไทยยังไม่มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เชิงพาณิชย์ ต้องเตรียมกฎหมาย หน่วยงานกำกับดูแล และบุคลากร ส่วน CCS มีต้นทุนสูง ใช้พลังงานเพิ่ม และยังต้องศึกษาพื้นที่กักเก็บ ระบบขนส่งคาร์บอน และความเสี่ยงจากการรั่วไหล

“สายส่ง-กติกา” คอขวดเปลี่ยนผ่านพลังงาน

ดร.อัทธ์ชี้ว่า คอขวดสำคัญที่สุดของไทยขณะนี้ไม่ใช่การผลิตไฟฟ้า แต่คือ “ระบบสายส่งและกติกาการบริหารระบบไฟฟ้า” เพราะต่อให้ไทยสร้างโซลาร์และพลังงานลมได้จำนวนมาก หากสายส่งเชื่อมต่อไม่ทัน ไม่มีระบบกักเก็บไฟ และไม่เปิดให้ผู้ผลิตรายใหม่แข่งขันขายไฟ พลังงานสะอาดก็เข้าสู่ระบบได้ไม่เต็มศักยภาพ

“ปัญหาสำคัญที่สุดของไทยขณะนี้ไม่ใช่การผลิตไฟฟ้า แต่คือระบบสายส่งและกติกาการบริหารระบบไฟฟ้า”

ดังนั้นเป้าหมายพลังงานสะอาด 65–89% ในปี 2593 สามารถเป็นไปได้ แต่ไทยต้องเร่งสร้างความพร้อมของระบบสายส่ง แบตเตอรี่ กติกาการแข่งขัน และความเชื่อมั่นของประชาชน เพื่อให้การเปลี่ยนผ่านสู่ระบบไฟฟ้าสะอาดเดินหน้าได้เต็มศักยภาพ และไม่กลายเป็นต้นทุนเพิ่มขึ้นในค่าไฟของประชาชนในอนาคต