สนพ.ชี้ PDP 2026 พาไทยสู่ทางแยก 12 ปี เลือก RE–CCS พลิกโฉมไฟฟ้าระยะยาว

นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เปิดภาพทิศทางร่างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย หรือ PDP 2026 ในงานสัมมนา THE BIG ISSUE : PDP 2026 ENERGY GREEN POWER จัดโดยฐานเศรษฐกิจร่วมกับโพสต์ทูเดย์ โดยระบุว่า แผน PDP 2026 จะเป็นกรอบสำคัญในการกำหนดทิศทางระบบไฟฟ้าของประเทศในระยะยาว โดยเฉพาะการเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาดและการรับมือกับเป้าหมาย Net Zero

สาระสำคัญของแผนอยู่ที่การกำหนดช่วงเปลี่ยนผ่าน 12 ปีแรก ซึ่งประเทศไทยยังจำเป็นต้องพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า เพื่อรักษาความมั่นคงและความยืดหยุ่นของระบบ ก่อนจะเข้าสู่ทางแยก หรือ Crossroad หลังปี 2580 เป็นต้นไป ซึ่งประเทศจะต้องตัดสินใจเลือกทิศทางเทคโนโลยีพลังงานสำหรับระยะยาวว่าจะมุ่งไปสู่การใช้พลังงานหมุนเวียน หรือ RE ในระดับสูงมาก การใช้ก๊าซธรรมชาติร่วมกับเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน หรือ CCS หรือเลือกแนวทางผสมผสาน

PDP 2026 รับ 5 แรงกดดันโลก

นายวัฒนพงษ์กล่าวว่า การจัดทำร่าง PDP 2026 เกิดขึ้นในจังหวะที่บริบทด้านพลังงานของโลกเปลี่ยนแปลงไปมาก โดยมี 5 ปัจจัยสำคัญเข้ามากดดันการวางแผน ประกอบด้วย Green Demand, New Demand, Prosumer, E-mobility และ Carbon Rules

โดย Green Demand เป็นแรงกดดันจากกติกาโลกที่ทำให้ภาครัฐและภาคธุรกิจต้องเร่งปรับตัวเข้าสู่พลังงานสะอาด ขณะที่ New Demand เกิดจากการลงทุนใหม่ โดยเฉพาะ AI, Data Center และระบบดิจิทัล ซึ่งมีแนวโน้มต้องการไฟฟ้าสะอาดเพิ่มขึ้นอย่างมาก ขณะเดียวกัน ความเสี่ยงด้านภูมิรัฐศาสตร์และสงครามในตะวันออกกลางได้เข้ามาเป็นอีกปัจจัยสำคัญ เพราะส่งผลต่อราคาพลังงาน รวมถึงห่วงโซ่คุณค่าของชิ้นส่วนแบตเตอรี่และยานยนต์ไฟฟ้า ทำให้การจัดทำ PDP 2026 มีบริบทแตกต่างจากช่วงที่จัดทำ PDP 2024

ส่วน Prosumer หรือผู้ใช้ไฟฟ้าที่สามารถผลิตไฟฟ้าใช้เอง จะมีบทบาทเพิ่มขึ้น โดยอาจออกจากระบบไฟฟ้าหลักในช่วงกลางวันประมาณ 4-5 ชั่วโมง ก่อนกลับมาซื้อไฟจากระบบ ทำให้ภาครัฐต้องเตรียมระบบสำรองและบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้าให้เหมาะสม ขณะที่ EV เป็นอีกแรงขับเคลื่อนจากนโยบายของรัฐบาลที่เดินหน้าผ่านคณะกรรมการ EV บอร์ดชาติ

บีบภาคไฟฟ้าลด CO2 เหลือ 19 ล้านตัน

โจทย์ใหญ่ที่สุดของ PDP 2026 คือการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยในปี 2569 ประเทศไทยมีการปล่อย CO2 อยู่ที่ 120 ล้านตัน และเดิมมีการกำหนดกรอบให้ลดลงเหลือ 66 ล้านตัน แต่กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมได้กำหนดเป้าหมายที่เข้มข้นขึ้น โดยให้ภาคไฟฟ้าลดการปล่อย CO2 เหลือประมาณ 19 ล้านตัน หรือลดลง 70% จากปี 2569 เพื่อสนับสนุนเป้าหมาย Net Zero ของประเทศ

เป้าหมายดังกล่าวจึงกลายเป็น Constraint สำคัญของการจัดทำ PDP 2026 เพราะการลด CO2 ในระดับดังกล่าวไม่สามารถพึ่งพาการเปลี่ยนไปใช้พลังงานหมุนเวียนเพียงอย่างเดียวได้ทันที ขณะเดียวกันภาคธุรกิจยังต้องเตรียมรับต้นทุนจากมาตรการด้านคาร์บอน ทั้ง CBAM ของสหภาพยุโรป US CCA รวมถึง พ.ร.บ. การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ

นายวัฒนพงษ์ระบุว่า การลด CO2 ลงเหลือ 19 ล้านตันย่อมมีต้นทุน และหากภาคไฟฟ้าลดการปล่อยลงตามกรอบดังกล่าวแล้ว ยังต้องจ่าย Carbon Tax เพิ่มอีก ก็อาจกลายเป็นภาระต้นทุนซ้ำซ้อน ซึ่งเป็นประเด็นที่ สนพ. ได้หารือเบื้องต้นกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม

เปิด 4 Cases ชี้ทางเลือก RE–CCS

เพื่อให้เห็นผลกระทบของแต่ละทางเลือก ร่าง PDP 2026 จึงจัดทำ 4 ฉากทัศน์ โดย Case 1 เป็น Base Case ตั้งเป้าลด CO2 เหลือ 66 ล้านตัน มีพลังงานสะอาด 65% และฟอสซิล 35% ซึ่งประกอบด้วยก๊าซธรรมชาติและถ่านหินแม่เมาะ

Case 2 ยังคงสัดส่วนพลังงานสะอาด 65% และฟอสซิล 35% แต่ลด CO2 เหลือ 19 ล้านตันด้วยการติดตั้ง CCS ขณะที่ Case 3 มุ่งเพิ่มพลังงานสะอาดเป็น 89% และลดฟอสซิลเหลือ 11% โดยไม่ใช้ CCS ซึ่งจะทำให้ต้องลงทุนในพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานจำนวนมาก

ส่วน Case 4 เป็นแนวทาง Hybrid ผสมระหว่าง RE และ CCS มีพลังงานสะอาด 73% และฟอสซิล 27% ซึ่งถือเป็นทางเลือกที่อยู่ตรงกลางและรักษาสมดุลระหว่างความสะอาด ความมั่นคง และผลกระทบต่อธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

สำหรับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ Case 3 จะส่งผลกระทบมากที่สุดจากการลดสัดส่วนก๊าซลงอย่างมาก ขณะที่ Case 1, 2 และ 4 ยังสามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในอ่าวไทย ระบบท่อส่งก๊าซ และคลัง LNG ที่มีอยู่เดิมได้

“การเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาดต้องบริหารความสมดุล โดยพลังงานสะอาดบวกแบตเตอรี่ต้องมีความ Firm เทียบเท่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และระบบ Smart Grid จะเข้ามารองรับสัดส่วนพลังงานสะอาดที่สูงขึ้น”

RE สูง ต้นทุนระบบพุ่ง 7 แสนล้าน

การเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดในระบบไม่ได้มีเพียงต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า แต่ยังมีต้นทุน Integration เพื่อรักษาความมั่นคงและความยืดหยุ่นของระบบ โดย กฟผ. จะต้องลงทุนใน Smart Grid แบตเตอรี่ อุปกรณ์ควบคุมแรงดัน และ Synchronous Condenser

สำหรับ Case 1 และ Case 2 มีต้นทุน Integration ประมาณ 3.6 แสนล้านบาท ขณะที่ Case 4 อยู่ที่ประมาณ 5 แสนล้านบาท และ Case 3 ซึ่งมีพลังงานสะอาดสูงสุด มีต้นทุนสูงถึงประมาณ 7 แสนล้านบาท

ด้านค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผน PDP 2026 อยู่ที่ประมาณ 3.88 บาทต่อหน่วย และปลายแผนสูงสุดไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วย โดยตัวเลขดังกล่าวยังไม่รวมภาระ Carbon Tax ขณะที่กำลังการผลิตติดตั้งจะเพิ่มขึ้นเป็นหลักแสนเมกะวัตต์ จากเดิม 77,000 เมกะวัตต์ใน PDP 2018 เนื่องจากพลังงานสะอาดมี Capacity Factor ต่ำ

ขณะที่ Peak Demand ของประเทศมีแนวโน้มเพิ่มจากประมาณ 53,000 เมกะวัตต์ เป็น 80,000 เมกะวัตต์ ตามสมมติฐานเศรษฐกิจที่ GDP เติบโตเฉลี่ย 2.49%

ปลดล็อก Direct PPA–VPP ดัน SMR 8,700 MW

หลัง PDP 2026 เดินหน้า ภาครัฐจะผลักดันการเปิด Market Access ผ่าน Direct PPA และ Third Party Access หรือ TPA เพื่อเปิดทางให้ Data Center และอุตสาหกรรมที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาดสามารถเข้าถึงไฟจากโซลาร์ ลม ชีวมวล และแบตเตอรี่ได้มากขึ้น พร้อมนำ VPP และ Demand Response เข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของระบบ โดยตั้งเป้าหมายรวมประมาณ 14,000 เมกะวัตต์

ด้านความมั่นคงระบบจะเปลี่ยนมาใช้เกณฑ์ LOLE โดยกำหนดให้ไฟฟ้าดับได้ไม่เกิน 1 วันต่อปี ขณะที่เทคโนโลยีใหม่จะถูกนำเข้ามาเป็นทางเลือกในอนาคต ทั้ง SMR, CCS และ Hydrogen

สำหรับ SMR จะเริ่มจากโรงแรกขนาด 300 เมกะวัตต์ภายใน 10 ปี โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการ ก่อนขยายเป้าหมายระยะยาวเป็น 8,700-9,000 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตาม หากภาคเอกชนสามารถนำ SMR มาใช้เองได้ ภาครัฐก็สามารถปรับลดตัวเลขดังกล่าวออกจากแผนได้

ส่วน CCS จะพัฒนาแนวทาง “CCS as a Service” ครอบคลุมทั้งการเก็บและขนส่งคาร์บอนไปกักเก็บในอ่าวไทย ขณะที่ สนพ. อยู่ระหว่างสำรวจศักยภาพพื้นที่ดังกล่าว รวมถึงติดตามเทคโนโลยีใหม่ เช่น แบตเตอรี่ Solid-state, Sodium-ion และ Hydrogen เพื่อให้สามารถปรับแผนได้หากเทคโนโลยีพัฒนาเร็วและมีต้นทุนลดลง

“บทบาทของการไฟฟ้าจะเปลี่ยนไป จากที่เคยเป็นผู้ผลิตรายเดียว ก็อาจมีส่วนร่วมของภาคประชาชนเข้ามา แต่หน้าที่สำคัญของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งคือ ไฟดับไม่ได้”

เปิดเสรีไฟฟ้าแบบไทย–ยืดอายุโรงไฟฟ้าเดิม

นายวัฒนพงษ์กล่าวอีกว่า การเปลี่ยนแปลงของอุตสาหกรรมไฟฟ้าไม่ได้หมายถึงการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพียงอย่างเดียว แต่ยังมีแนวทางพิจารณาขยายอายุโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าโคเจนเนอเรชั่นที่กำลังจะหมดอายุ หากโรงไฟฟ้าก๊าซแห่งใหม่ไม่สามารถก่อสร้างได้ทันในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบ

ในระยะต่อไป โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ส่วนใหญ่จะเป็นการสร้างทดแทนโดย กฟผ. และอาจมีโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ขณะที่โรงไฟฟ้าใหม่ส่วนใหญ่จะเป็นพลังงานสะอาดขนาดเล็กที่กระจายตัวตามภูมิภาคต่างๆ ซึ่งจะทำให้โครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าของไทยเปลี่ยนโฉม

ขณะเดียวกัน การเปิดเสรีตลาดไฟฟ้าเป็นสิ่งที่หลีกเลี่ยงไม่ได้ แต่ไทยจะไม่เดินไปสู่รูปแบบ Power Pool โดยจะเลือกแนวทาง Tailor-made ที่เหมาะกับบริบทของประเทศ เป็นการผสมผสานระหว่างการเปิดเสรีกับการจัดหาไฟฟ้าจากภาครัฐ

ทั้งนี้ กระบวนการรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2026 จะดำเนินต่ออีกประมาณ 1 สัปดาห์นับจากนี้ ก่อนนำข้อเสนอแนะไปประกอบการเลือกฉากทัศน์และจัดทำรายละเอียดของแผนต่อไป โดยคาดว่าจะประกาศใช้แผน PDP 2026 ภายในปีนี้ พร้อมมีการติดตามและทบทวนแผนอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้สามารถปรับเปลี่ยนตามต้นทุนเทคโนโลยีและสถานการณ์ตลาดพลังงานไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงในอนาคต

ดังนั้น ภาพของ PDP 2026 จึงไม่ใช่การกำหนดว่าไทยจะเลือกเทคโนโลยีใดแบบตายตัวตั้งแต่วันนี้ แต่เป็นการวางกรอบให้ระบบไฟฟ้าเดินหน้าสู่ช่วงเปลี่ยนผ่าน 12 ปีแรก ก่อนเข้าสู่ทางแยกครั้งสำคัญหลังปี 2580 ว่าประเทศจะมุ่งสู่ RE ในระดับสูง ใช้ก๊าซควบคู่ CCS หรือเลือกการผสมผสาน เพื่อสร้างสมดุลระหว่าง ความมั่นคง ความยืดหยุ่น และความยั่งยืน พร้อมรักษาความสามารถในการแข่งขันของประเทศในระยะยาว