PDP 2026 อัดเพิ่ม5แสนล้าน รับพลังงานหมุนเวียน ไฟฟ้าสะอาด

ในการจัดทำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ หรือ PDP2026 ได้เปิดรับฟังความคิดเห็นไปเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2569 ที่ผ่านมา ระบุการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ช่วงเปลี่ยนผ่านพลังงานปี 2569-2580 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เข้ามา 50,900 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ 24,300 เมกะวัตต์ พลังงานลม 2,700 เมกะวัตต์ ระบบกักเก็บพลังงานแบตเตอรี่ (BESS) 14,500 เมกะวัตต์ ระบบตอบสนองด้านโหลดและการบริหารจัดการพลังงานแบบกระจายศูนย์ (DR/DER) 2,660 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ระยะเริ่มต้น 300 เมกะวัตต์ ที่จะจ่ายไฟฟ่าเข้าระบบตั้งแต่ปี 2580 เป็นต้นไป และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมก๊าซธรรมชาติ (CCGT) 9,100 เมกะวัตต์ โดยจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมตามสัญญารวมที่ประมาณ 115,632 เมกะวัตต์ ในปี 2580

เร่งขับเคลื่อนพลังงานสะอาด

เมื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 ช่วงปี 2581-2593 ซึ่งถือเป็นทางแยกเชิงยุทธศาสตร์ ในการสนับสนุนให้ประเทศบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์หรือ Net Zero ได้กำหนดแนวทางในการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ไว้ 4 ทางเลือกที่ 1 กรณีฐาน (Base Case) ที่มุ่งรักษาโครงสร้างระบบไฟฟ้าเดิม จะมีกำลังผลิตใหม่เข้ามา 76,350 เมกะวัตต์ เน้นการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างโรงไฟฟ้าฟอสซิลเดิมเป็นแกนหลัก ผ่านโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ (CCGT) 15,400 เมกะวัตต์ มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนและระบบสนับสนุนประกอบด้วยระบบกักเก็บพลังงาน BESS 40,000 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้า SMR 8,700 MW พลังงานลม 7,660 เมกะวัตต์  และพลังงานแสงอาทิตย์ 4,590 เมกะวัตต์ โดยจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ปลายแผนราว 127.300 เมกะวัตต์ และมีกำลังผลิตตามสัญญารวม 185,673 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนพลังงานสะอาดปลายแผนที่ 65% และฟอสซิล 35% มีอัตาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8267 บาทต่อหน่วย

ส่วนทางเลือกที่ 2 CCS-Driven จะเหมือนกับกรณีที่ 1 ทุกรณี แต่จะแตกต่างที่นำเทคโนโลยีการกักเก็บคาร์บอน หรือ CCS มาใช้ในการดักับคาร์บอนของโรงไฟฟ้าก๊าซ ฯ CCGT ที่ 32 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งจะส่งผลให้อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนขึ้นไปอยู่ที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย

กรณีที่ 3 RE-LED จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มอีก 149,900 เมกะวัตต์ โดยพึ่งพาระบบด้วยพลังงานหมุนเวียนระดับสูงสุด ไม่พึ่ง CCS ประกอบด้วย พลังงานลม 50,000 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ 37,000 เมกะวัตต์ ทำงานประสานกับ BESS ขนาด 40,500เมกะวัตต์ เพื่อค้ำประกันความผันผวน และโรงไฟฟ้า SMR เข้ามาจ่ายไฟฐานเสริมอีกจำนวน 8,700 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้นจะมีกำลังผลิตใหม่เข้ามา 194,800 เมกะวัตต์ ขณะที่กำลังผลิตตามสัญญาจะอยู่ที่ 253,102 เมกะวัตต์ โดยมีอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ที่ 3.8297 บาทต่อหน่วย

กรณีที่ 4 Balance Net-Zero มีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 96,250 เมกะวัตต์ มีเป้าหมายสร้างความสมดุลระหว่างต้นทุนค่าไฟฟ้าและความเสถียรของระบบส่ง โดยเป็นการผสมผสานพลังงานหมุนเวียนควบคู่กับการใช้ฟอสซิลติดตั้งระบบ CCS ดัจับคาร์บอนที่ 21 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า ประกอบไปด้วยระบบ BESS 40,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 20,660 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ 16,590 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ (CCGT) 9,800 เมกะวัตต์ และเสริมด้วยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก SMR อีกจำนวน 8,700 เมกะวัตต์ โดยจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่รวม 147,150 เมกะวัตต์ ขณะที่กำลังผลิตตามสัญญาจะอยู่ที่ 206,073 เมกะวัตต์ โดยมีอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ที่ 3.8364 บาทต่อหน่วย

เลือกแนวทางสมดุลจัดหาพลังงานสะอาด

จากเวทีรับฟังความเห็นต่อร่างแผน PDP 2026 เสียงส่วนใหญ่เห็นว่า แนวทางที่ 4 มีตวามเป็นไปได้สูงที่ว่าการจัดหาพลังงานสะอาด จำเป็นต้องพึ่งพาหลายเทคโนโลยีประกอบกัน แต่ขึ้นอยู่กับว่าช่วงระยะเวลานั้นๆ จะให้น้ำหนักกับสัดส่วนเทคโนโลยีใดมากกว่ากัน ซึ่งในร่างแผน PDP 2026 ระบุว่า การใช้แนวทางที่ 4 จะส่งผลให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากฟอสซิลอยู่ 27% และพลังงานสะอาด 73% ซึ่งจะต้องมีการลงทุนเพิ่มเติม (RE Integration cost) เพื่อเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้าในการรองรับพลังงานหมุนเวียนในช่วงปี 2572-2593 ประมาณ 500,000 ล้านบาท เช่น การขยายและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า (TSU) การติดตั้งระบบควบคุมแรงดัน (STATCOM) การติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย และแบตเตอรี่เพิ่มเสถียรภาพระบบส่งไฟฟ้า เป็นต้น ในขณะที่ต้นทุนการใช้เทคโนโลยี CCS อยู่ที่ 4,590 บาทต่อตัน CO2 หรือ 135 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน CO2

เปิดเสรีพลังงานลดต้นทุนค่าไฟ

นายหลักชัย กิตติพล ประธานคณะกรรมการสมาคมการค้ากลุ่มผู้ผลิตและผู้ส่งออกพืชเกษตร สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย กล่าวว่า ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.83-3.89 บาทต่อหน่วยตลอดแผน PDP 2026 มีความเป็นไปได้ หากภาครัฐปรับโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าและเปิดเสรีการแข่งขันมากขึ้น โดยเฉพาะการเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาด เช่น Solar ซึ่งต้นทุนมีแนวโน้มลดลงตามเทคโนโลยี รวมถึงพลังงานลมและพลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ

ทั้งนี้ การเปิดเสรีจะช่วยให้เกิดการแข่งขันและกระจายแหล่งผลิตมากขึ้น ส่งผลให้ต้นทุนลดลง แตกต่างจากระบบเดิมที่มีภาระค่าสนับสนุนการผลิต หรือ Adder เข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของต้นทุน โดยหากปลดล็อกการแข่งขันได้จริง มองว่าราคาค่าไฟฟ้าอาจลดลงได้ถึงราว 3.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อทั้งผู้ประกอบการรายย่อยและประชาชน

อย่างไรก็ตาม ความเสี่ยงสำคัญยังอยู่ที่โครงสร้างพลังงานของไทยปัจจุบันซึ่งยังพึ่งพาก๊าซธรรมชาติสูง 70-80% ของการผลิตไฟฟ้า และเป็นพลังงานนำเข้าที่ไม่สามารถควบคุมความผันผวนของราคาได้ จึงควรเร่งเพิ่มพลังงานหมุนเวียนในประเทศเพื่อควบคุมต้นทุนระยะยาว

ดันพลังงานสะอาด เปิดเอกชนแข่ง SMR

นายหลักชัยกล่าวว่า เห็นด้วยกับทิศทาง PDP 2026 ที่มุ่งเพิ่มกำลังผลิตใหม่ราว 59,900 เมกะวัตต์ในช่วง 11 ปีแรก โดยเน้น Solar, Wind, BESS และ SMR เพราะเป็นการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาดที่ตอบโจทย์ทั้งการลดต้นทุนและการลดคาร์บอน

สำหรับเป้าหมาย SMR รวม 9,000 เมกะวัตต์ มองว่ามีความเป็นไปได้ เนื่องจากไทยมีพื้นที่ห่างไกลชุมชนรองรับ แต่ต้องให้ความสำคัญสูงสุดกับมาตรฐานความปลอดภัยและการกำหนดพื้นที่อย่างเหมาะสม รวมถึงป้องกันไม่ให้ชุมชนขยายเข้าใกล้พื้นที่โรงไฟฟ้าในอนาคต ขณะเดียวกันควรเปิดกว้างให้เอกชนเข้ามาร่วมลงทุนแข่งขัน เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและลดต้นทุน โดยภาครัฐทำหน้าที่กำกับดูแลและวางกฎด้านความปลอดภัยอย่างเข้มงวด พร้อมเสนอให้ทบทวนข้อจำกัดทางกฎหมายและเปิดทางเลือกพลังงานใหม่ ๆ รวมถึงใช้รูปแบบแบ่งส่วนแบ่งรายได้ร่วมกับเอกชน เพื่อดึงเงินลงทุนภาคเอกชนและลดภาระงบประมาณรัฐ

ราคาค่าไฟฟ้าต้องแข่งขันกับโลกได้

ดร.อดิษฐ์ ชัยรัตนานนท์ เลขาธิการสมาคมไทยธุรกิจการท่องเที่ยว (แอตต้า) กล่าวว่า ร่างแผนPDP2026 ประเมินค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผนไว้ที่ 3.83-3.89 บาทต่อหน่วย มองว่าเป็นเป้าหมายที่ดี แต่มีความท้าทายสูง เพราะต้องลงทุนพร้อมกันทั้งกำลังผลิตพลังงานหมุนเวียน ระบบกักเก็บพลังงาน โครงข่าย Smart Grid และระบบส่งไฟฟ้า

ดังนั้น ต้องมอง ต้นทุนระบบไฟฟ้าทั้งระบบ ไม่ใช่เฉพาะต้นทุนผลิตไฟฟ้าต่อหน่วย หากบริหารการแข่งขัน การลงทุน และกำลังผลิตสำรองได้ดี ค่าไฟระดับนี้มีโอกาสเป็นไปได้ แต่ต้องไม่ผลักต้นทุนของการเปลี่ยนผ่านทั้งหมดกลับมาให้ผู้ใช้ไฟเป็นผู้จ่าย

ส่วนการเพิ่มกำลังผลิตใหม่ประมาณ 50,900 MW เห็นด้วยกับทิศทางการเพิ่ม Solar, Wind และ BESS เพราะเป็นทั้งการเปลี่ยนผ่านพลังงานและเป็น New Investment Economy ของประเทศ โอกาสของเอกชนไม่ได้อยู่เฉพาะการสร้างโรงไฟฟ้า แต่จะขยายไปถึง Battery Storage, Smart Grid, Energy Management, Green Data Center, EV Ecosystem และระบบซื้อขายไฟฟ้าสีเขียว ส่วน SMR และ CCS ควรเดินหน้าในลักษณะศึกษาและทดลองอย่างรอบคอบ เพราะมีทั้งประเด็นต้นทุน เทคโนโลยี กฎระเบียบ และการยอมรับของประชาชน

สำหรับมุมมองว่ารัฐควรออกแบบกติกาอย่างไรนั้น หัวใจคือ เปิดการแข่งขันมากขึ้น แต่ต้องรักษาความมั่นคงของระบบ ประเทศไทยควรเร่ง Direct PPA, Third-Party Access, Green Tariff และเปิดพื้นที่ให้เอกชนผลิต-ซื้อขาย-กักเก็บไฟฟ้าสีเขียวภายใต้กติกาที่โปร่งใส รวมทั้งใช้ Regulatory Sandbox ทดลองโมเดลใหม่ก่อนขยายผลทั่วประเทศ เป้าหมายต้องเปลี่ยนจากการบริหารว่า ‘ใครเป็นผู้ผลิตไฟฟ้า’ ไปสู่คำถามว่า ‘ระบบใดทำให้ประเทศไทยมีไฟฟ้าที่มั่นคง สะอาด และต้นทุนแข่งขันได้ที่สุด’

ขณะที่เป้าพลังงานสะอาด 65-89% ความท้าทายใหญ่ไม่ใช่เพียงสร้าง Solar หรือ Wind ให้ได้ตามเป้า แต่คือ Grid Readiness เมื่อพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นต้องมี BESS, Smart Grid, Demand Response และระบบส่งไฟฟ้าที่รองรับพร้อมกัน คอขวดจึงอยู่ที่การลงทุนโครงข่าย กฎระเบียบ ความรวดเร็วในการอนุมัติ และการสร้างความเชื่อมั่นของประชาชน หาก 4 เรื่องนี้เดินไม่ทัน กำลังผลิตพลังงานสะอาดที่เพิ่มขึ้นก็อาจไม่สามารถใช้ประโยชน์ได้เต็มศักยภาพ