เปิดร่าง PDP 4 ทางเลือกไฟฟ้าสีเขียว ลดคาร์บอน 19.1 ล้านตัน สู่ Net Zero

ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย หรือ PDP 2026 (2569-2593) ที่จะเปิดรับฟังความคิดเห็นในวันที่ 8 กันยายน 2569 หนึ่งในหมุดหมายที่สำคัญคือการสนับสนุนเป้าหมายของประเทศในการบรรลุการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ หรือ Net Zero ภายในปี 2593 ที่มีเป้าหมายจะลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคผลิตไฟฟ้าให้เหลือราว 20 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า ภายในปี 2593 จากปี 2569 จากปัจจุบันที่ปล่อยอยู่เฉลี่ยราว 80 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ (MtCO2) ตามเป้าหมาย Long-Term Low-Emission Development Strategies (LT-LEDs) หรือคิดเป็นการลดการปล่อยก๊าซลงมากกว่า 75% จากฐานเดิม

PDP 2026 เปิด 4 ทางเลือก ปรับโจทย์ไฟฟ้าสู่ Net Zero

การจัดทำร่างแผน PDP ใหม่ 24 ปี จึงมุ่งสู่ระบบไฟฟ้าสีเขียวให้มีความยืดหยุ่น เพื่อรองรับแรงกดดันจากความต้องการพลังงานสะอาดจากภาคอุตสาหกรรม การเติบโตแบบก้าวกระโดดของ Data Center & AI การขยายตัวของกำลังผลิตไฟฟ้าภาคประชาชน การเปลี่ยนผ่านไปสู่ยานยนต์ไฟฟ้า และกติกากลุ่มคาร์บอนโลกใหม่ที่เข้มงวดขึ้น โดยเฉพาะการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ที่ต้องพึ่งพาพลังงานสะอาดในสัดส่วนที่มากขึ้น โดยได้เปลี่ยนเกณฑ์การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากการดูเพียง Reserve Margin มาเป็นการใช้ค่าโอกาสเกิดไฟดับ หรือ Loss of Load Expectation (LOLE) เพื่อสะท้อนความน่าเชื่อถือและความเสี่ยงของระบบไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนที่ไม่คงที่ (Variable Renewable Energy: VRE) สูงขึ้น

ชู 4 สูตรไฟฟ้าสีเขียว แลกต้นทุน-เสถียรภาพระบบ

ส่วนจะบรรลุเป้าหมาย Net Zero หรือไม่ ร่างแผน PDP ฉบับนี้ ไว้ 4 ทางเลือก

กรณีแรก ระบุกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ช่วงปลายแผนจะอยู่ที่ 127,300 เมกะวัตต์ โดยจะมีสัดส่วนของพลังงานสะอาดอยู่ที่ 65% และจากเชื้อเพลิงฟอสซิลอยู่ที่ 35% ส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผนตํ่าที่สุดที่ 3.8267 บาทต่อหน่วย โดยต้องใช้เงินลงทุนขยายระบบส่ง และเพิ่มเสถียรภาพไฟฟ้าราว 361,891 ล้านบาท การปล่อยก๊าซเรือนกระจกจะลดลงมาอยู่ที่ระดับ 51.5 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าในช่วงปลายแผน

กรณีที่ 2 CCS-Driven สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าเช่นเดียวกับกรณีแรก โดยจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ช่วงปลายแผนอยู่ที่ 185,700 เมกะวัตต์ โดยการพึ่งพาโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมก๊าซธรรมชาติ( CCGT) กำลังผลิตถึง 15,400 เมกะวัตต์ ควบคู่ไปกับการใช้เทคโนโลยีการ CCS ในการกักเก็บคาร์บอน 32 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า ซึ่งจะส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟาขายปลีกเพิ่มขึ้นมาเฉลี่ยที่ระดับ 3.8859 บาทต่อหน่วย จากการลงทุนติดตั้ง CCSหรือ CCS Cost อีก 0.0592 บาทต่อหน่วย ภายใต้เงินลงทุนปรับปรุงระบบสายส่งที่เท่ากับกรณีแรกที่ 361,891 ล้านบาท ซึ่งจะส่งผลให้การปล่อยคาร์บอนได ออกไซด์ลดเหลือเพียง 16.6 ล้านตัน ในช่วงปลายแผน

RE 89% ทางเลือกสีเขียวสุด ลงทุนระบบสูงสุด 6.97 แสนล้าน

ส่วนกรณีที่ 3 Net Zero by RE เป็นแนวทางเชิงรุกที่มุ่งผลักดันพลังงานหมุนเวียนสะอาดขึ้นสู่ระดับสูงสุดถึง 89% และเชื้อเพลิงฟอสซิล 11% ในช่วงปลายแผน โดยมีกำลังผลิตใหม่ปลายแผนสูงที่สุดถึง 194,800 เมกะวัตต์ ไม่พึ่งพาการใช้ CCS สามารถลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหลือ 19.1 ล้านตัน มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนค่อนข้างตํ่าที่ 3.8297 บาทต่อหน่วย แต่ต้องเผชิญข้อจำกัดความผันผวนของระบบส่งอย่างรุนแรง ทำให้ต้องใช้เงินลงทุนส่วนปรับปรุงและเพิ่มเสถียรภาพระบบไฟฟ้าสูงที่สุดในบรรดาทุกทางเลือกถึง 697,165 ล้านบาท เพื่อพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้า (TSU) ติดตั้งระบบ STATCOM ควบคุมแรงดัน ติดตั้งแบตเตอรี่ BESS และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย (Synchronous Condenser) เพื่อประคับประคองระบบไฟฟ้า

ส่วนกรณีที่ 4 Net Zero by RE & CCS ซึ่งเป็นการผสมผสานที่เน้นการรักษาการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศควบคู่ไปกับพลังงานสะอาดในสัดส่วน 73% และเชื้อเพลิงฟอสซิล 27% มีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ช่วงปลายแผน 147.200 เมกะวัตต์ โดยติดตั้ง CCS ดักจับคาร์บอนปริมาณที่ 21 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า ซึ่งจะส่งผลให้สามารถลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนเหลือ 19.1 ล้านตัน ส่งผลต่อค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.8364 บาทต่อหน่วย (Base Cost 3.7629 บาท, RE Cost 0.0493 บาท, และ CCS Cost 0.0242 บาทต่อหน่วย) ภายใต้เงินลงทุนขยายระบบส่งที่ 495,063 ล้านบาท นับเป็นแผนที่มีความสมดุลด้านต้นทุนและเสถียรภาพ

ทุกสูตรล็อก SMR 9,000 เมกะวัตต์ ปักหมุดโรงแรกปี 2580

ทั้งนี้ ภายใต้การขับเคลื่อนทั้ง 4 แนวทาง สู่การบรรลุเป้าหมาย Net Zero จะครอบคลุมถึงการมีโรงไฟฟ้า SMR เพื่อเป็นโรงไฟฟ้าฐานพลังงานสะอาดทุกกรณี โดยกำหนดเป้าหมายกำลังผลิตปลายแผนสูงถึง 9,000 เมกะวัตต์ กระจายตัวติดตั้งครอบคลุมในพื้นที่ 5 ภาคหลักทั่วประเทศ ซึ่งจะเริ่มต้นจากขนาด 300 เมกะวัตต์ในช่วง 11 ปีแรก หรือกำหนดกรอบเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) แห่งแรกของประเทศไว้ในปี 2580 ซึ่งโครงการต้องการการเตรียมการและก่อสร้างยาวนานกว่า 10 ปี แบ่งเป็นขั้นตอนกระบวนการเตรียมความพร้อมและตรวจสอบความปลอดภัยตามมาตรฐาน IAEA เป็นเวลา 3 ปี และขั้นตอนการก่อสร้างทางวิศวกรรม อีกประมาณ 10 ปี

ขณะที่การสมมติฐานต้นทุนของเทคโนโลยีนิวเคลียร์ SMR จะมีทิศทางปรับตัวลดลงตามแนวโน้มตลาดโลก โดยในระยะปี 2580 คาดการณ์ว่าต้นทุนการก่อสร้าง (CAPEX) จะอยู่ที่ 202,164 บาทต่อกิโลวัตต์ และค่าเดินเครื่องบำรุงรักษา (OPEX) คิดเป็น 1.00% หรือคิดเป็น 2,022 บาทต่อกิโลวัตต์-ปี ก่อนที่ความก้าวหน้าและการประหยัดจากขนาดจะกดให้ต้นทุนในปี 2593 ในส่วน CAPEX ลดลงเหลือ 178,500 บาทต่อกิโลวัตต์ และ OPEX ทรงตัวที่ 1.00% หรือคิดเป็น 1,785 บาทต่อกิโลวัตต์-ปี ซึ่งช่วยเพิ่มโอกาสความเป็นไปได้เชิงเศรษฐศาสตร์และลดภาระผู้ใช้ไฟฟ้าในอนาคตได้

ส่วนการจะขับเคลื่อนการบรรลุเป้าหมาย Net Zero ตามแนวทางไหน ขึ้นอยู่กับเสียงส่วนใหญ่ของประเทศ ว่าจะเลือกแนวทางใด อีกทั้งแผนพีดีพี ยังกำหนดให้มีการปรับแผนทุกๆ 5 ปีอีกด้วย