RE

กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เปิดเวทีรับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 หรือ PDP2026 ซึ่งกำหนดกรอบการพัฒนาระบบไฟฟ้าระยะยาว 25 ปี มุ่งเปลี่ยนผ่านโครงสร้างพลังงานของประเทศสู่ “พลังงานสีเขียวที่ยืดหยุ่น” ควบคู่เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ หรือ Net Zero ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) พร้อมเสนอ 4 ทางเลือกให้ภาคส่วนต่าง ๆ ร่วมแสดงความคิดเห็น โดยค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ในช่วงประมาณ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย ร่าง PDP2026 ระบุว่า การวางแผนระบบไฟฟ้าของประเทศกำลังเผชิญการเปลี่ยนแปลงเชิงโครงสร้างจาก 5 ปัจจัยสำคัญ ได้แก่ ความต้องการใช้พลังงานสะอาดของภาคอุตสาหกรรม (Green Demand), การเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วของความต้องการใช้ไฟฟ้าจากศูนย์ข้อมูล (Data Center) และปัญญาประดิษฐ์ (AI), การขยายตัวของผู้ใช้ไฟฟ้าที่สามารถผลิตไฟฟ้าได้เอง หรือ Prosumer, การเปลี่ยนผ่านสู่ยานยนต์ไฟฟ้า (E-Mobility) และกติกาการค้าโลกด้านคาร์บอน ทั้งมาตรการ CBAM, เป้าหมาย NDC 3.0 รวมถึงกฎหมายภาษีคาร์บอน ปัจจัยดังกล่าวทำให้แผน PDP2026 ต้องปรับกระบวนทัศน์จากระบบเดิมที่ให้ความสำคัญกับเกณฑ์กำลังผลิตสำรอง หรือ Reserve Margin ระบบโครงข่ายไฟฟ้าแบบรวมศูนย์ และการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิล ไปสู่การบริหารพอร์ตพลังงานแบบผสมผสานระหว่างพลังงานหมุนเวียน (RE) ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) และแหล่งผลิตไฟฟ้าที่มีความมั่นคงและปล่อยคาร์บอนต่ำ หรือ Firm Power ขณะเดียวกัน จะยกระดับโครงข่ายไฟฟ้าสู่ Smart Grid เพื่อรองรับสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้น พร้อมเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้ากลายเป็น Active Consumer ที่สามารถมีส่วนร่วมในการให้บริการแก่ระบบไฟฟ้า สอดคล้องกับนโยบายเปิดเสรีการซื้อขายไฟฟ้าสะอาดผ่าน Direct PPA และ Third Party Access (TPA) เพื่อสนับสนุนการเข้าถึงพลังงานสีเขียวของภาคอุตสาหกรรม ภายหลังการรับฟังความคิดเห็นเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2569 สนพ. ได้ปรับสมมติฐานสำคัญของร่างแผนใน 3 ด้าน ได้แก่ การปรับลดสมมติฐานการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (GDP) เฉลี่ยระหว่างปี 2568–2593 จาก 2.56% เหลือ 2.49% ต่อปี ตามข้อมูลล่าสุดของสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เพื่อให้สอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจมากขึ้น ด้านยานยนต์ไฟฟ้า มีการปรับลดประมาณการจำนวนรถ EV สะสมในปี 2593 จาก 28.47 ล้านคัน เหลือ 26.20 ล้านคัน โดยนำปัจจัยด้านอายุการใช้งานของรถ EV มาประกอบการพิจารณา ขณะที่แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) ได้ปรับรายละเอียดมาตรการให้ครอบคลุม 5 สาขาหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม อาคาร บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และไฟถนน พร้อมปรับรูปแบบการประหยัดพลังงาน หรือ EE Saving Profile ให้สะท้อนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าจริงตามประเภทวันมากขึ้น นอกจากนี้ สมมติฐานกรณี Business as Usual (BAU) ยังมีการเปลี่ยนแปลงสำคัญ โดยขยายกรอบเวลาจากเดิมปี 2565–2580 เป็นปี 2569–2593 ขณะที่อัตราการเติบโตของประชากรเปลี่ยนจากบวก 0.04% เป็นติดลบ 0.21% พร้อมแบ่งพื้นที่วิเคราะห์จาก 5 ภูมิภาคเป็น 7 ภูมิภาค และเปลี่ยนปีฐานของลักษณะการใช้ไฟฟ้าจากปี 2562 เป็นปี 2568 อีกหนึ่งการเปลี่ยนแปลงสำคัญคือ ช่วงเวลาที่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หรือ Peak Demand ได้เคลื่อนจากช่วงบ่ายประมาณ 14.30 น. มาอยู่ในช่วงกลางคืนประมาณ 21.00 น. สะท้อนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไป ผลการพยากรณ์กรณี BAU ของระบบ 3 การไฟฟ้า ประเมินว่าในปี 2593 ประเทศไทยจะมีความต้องการพลังงานไฟฟ้าประมาณ 402,063 ล้านหน่วย และมีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดประมาณ 63,688 เมกะวัตต์ โดยเมื่อเปรียบเทียบ ณ ปี 2580 พบว่าประมาณการของ PDP2026 ต่ำกว่าร่าง PDP2024 ประมาณ 7.9% ในด้านพลังงาน และต่ำกว่าประมาณ 4.0% ในด้านพลังไฟฟ้าสูงสุด สอดคล้องกับแนวโน้มการชะลอตัวทางเศรษฐกิจและจำนวนประชากรที่ลดลง ขณะที่ความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม หรือ New Demand ในปี 2593 คาดว่าจะมาจากยานยนต์ไฟฟ้ามากที่สุดที่ประมาณ 91,736 GWh รองลงมาคือ Data Center ที่ประมาณ 42,468–55,744 GWh โครงการพัฒนาพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) 7,791 GWh รถไฟความเร็วสูง 3,552 GWh รถไฟฟ้า MRT 708 GWh และนิคมอุตสาหกรรมใหม่ 34 GWh ในอีกด้านหนึ่ง มาตรการอนุรักษ์พลังงานตาม EEP คาดว่าจะช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ประมาณ 117,449–149,146 GWh ขณะที่การผลิตไฟฟ้าใช้เอง หรือ IPS จากการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา (BTMPV Adoption) จะช่วยลดความต้องการจากระบบอีกประมาณ 30,085 GWh สำหรับสมมติฐานการเติบโตของ Data Center แผนเลือกใช้ “กรณีต่ำและกรณีกลาง” ที่ระดับประมาณ 6,799 MW และ 8,811 MW เป็นกรอบวางแผน แทนกรณีสูงที่ 19,808 MW เพื่อให้สอดคล้องกับขีดความสามารถในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานและระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ ด้านเกณฑ์ความมั่นคงระบบไฟฟ้า PDP2026 ปรับจากการใช้ Reserve Margin แบบเดิม มาใช้ดัชนี Loss of Load Expectation (LOLE) ซึ่งประเมินความเสี่ยงในการเกิดไฟฟ้าดับตลอด 8,760 ชั่วโมงต่อปี เพื่อให้เหมาะสมกับระบบไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนแบบผันผวน (VRE) เพิ่มขึ้น โดยปรับเกณฑ์จากเดิมไม่เกิน 0.7 วันต่อปี เป็นไม่เกิน 1.0 วันต่อปี ในด้านเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกจากภาคการผลิตไฟฟ้าตามกรอบ LT-LEDs กำหนดให้การปล่อยลดลงอย่างต่อเนื่อง จาก 121.2 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO₂eq) ในปี 2569 เหลือ 102.6 ล้านตันในปี 2573 และ 76.6 ล้านตันในปี 2578 ตามเป้าหมาย NDC 3.0 ก่อนลดลงเหลือ 66.2 ล้านตันในปี 2593 สำหรับกรอบปกติ หรือเหลือประมาณ 19.1 ล้านตัน หากมีการนำเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) มาใช้เพิ่มเติม ปัจจุบัน ณ ปี 2568 ระบบ 3 การไฟฟ้ามีกำลังผลิตติดตั้งรวมระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ประมาณ 54,305 MW แบ่งเป็นกำลังผลิตจากเชื้อเพลิงฟอสซิล 37,847 MW ซึ่งส่วนใหญ่เป็นก๊าซธรรมชาติ และกำลังผลิตจากพลังงานหมุนเวียน 16,458 MW ทั้งนี้ หัวใจสำคัญของร่าง PDP2026 คือการเสนอ 4 ทางเลือก เพื่อให้สาธารณชนร่วมพิจารณา ภายใต้ข้อจำกัดด้านการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและโครงสร้างกำลังผลิตที่แตกต่างกัน กรณีที่ 1 หรือ Base Case เป็นกรณีฐานภายใต้กรอบปกติ เน้นรักษาความมั่นคงของระบบในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาด 65% และพลังงานฟอสซิล 35% มีกำลังผลิตใหม่ตลอดแผน 127.3 GW ส่งผลให้กำลังผลิตรวมปลายแผนอยู่ที่ 185.7 GW มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 51.5 ล้านตัน และมีค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.8267 บาทต่อหน่วย กรณีที่ 2 หรือ Net Zero by CCS ยังคงโครงสร้างกำลังผลิตใกล้เคียงกรณีฐาน แต่เพิ่มการใช้เทคโนโลยี CCS เพื่อยกระดับเป้าหมายลดคาร์บอน โดยมีกำลังผลิตใหม่ 127.3 GW และกำลังผลิตรวมปลายแผน 185.7 GW เช่นเดียวกับกรณีที่ 1 ขณะที่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกลดเหลือ 19.1 ล้านตัน จากการดักจับคาร์บอนประมาณ 32 ล้านตัน และมีค่าไฟเฉลี่ยสูงสุดใน 4 ทางเลือกที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย กรณีที่ 3 หรือ Net Zero by RE เน้นการเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดสูงสุดโดยไม่พึ่งพา CCS กำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาด 89% และพลังงานฟอสซิล 11% สามารถลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหลือเพียง 16.6 ล้านตัน แต่จำเป็นต้องเพิ่มกำลังผลิตใหม่สูงสุดถึง 194.8 GW ส่งผลให้กำลังผลิตรวมปลายแผนอยู่ที่ 253.1 GW ขณะที่ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8297 บาทต่อหน่วย ส่วน กรณีที่ 4 หรือ Net Zero by RE & CCS เป็นแนวทางผสมผสานระหว่างพลังงานหมุนเวียนและ CCS พร้อมรักษาการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ โดยกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาด 73% และฟอสซิล 27% มีกำลังผลิตใหม่ 147.2 GW และกำลังผลิตรวมปลายแผน 206.1 GW สามารถลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหลือ 19.1 ล้านตัน จากการดักจับคาร์บอนประมาณ 21 ล้านตัน ขณะที่ค่าไฟเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8364 บาทต่อหน่วย อย่างไรก็ตาม ในช่วง 12 ปีแรกของแผน ระหว่างปี 2569–2580 ทั้ง 4 ทางเลือกจะดำเนินการภายใต้โครงสร้างพื้นฐานเดียวกัน โดยมีกำลังผลิตใหม่รวม 50,900 MW เท่ากันทุกกรณี ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (CCGT) 9,100 MW โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็กแบบโมดูลาร์ (SMR) 300 MW พลังงานแสงอาทิตย์ 24,300 MW พลังงานลม 2,700 MW และ BESS 14,500 MW ส่งผลให้กำลังผลิตสะสม ณ ปี 2580 อยู่ที่ประมาณ 115,632 MW โดยทุกทางเลือกผ่านเกณฑ์ความมั่นคง LOLE และมีอัตราค่าไฟฟ้าใกล้เคียงกัน ดังนั้น จุดตัดสินใจสำคัญของการเลือกเส้นทางพลังงานจะอยู่ในช่วงที่ 2 ระหว่างปี 2581–2593 ซึ่งต้องเลือกแนวทางเพื่อมุ่งสู่เป้าหมายพลังงานสะอาดในปี 2593 ไม่ว่าจะเป็นการใช้ CCS เป็นกลไกหลัก การเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพื่อทดแทน CCS หรือการผสมผสานทั้งสองเทคโนโลยี โดยทุกกรณีกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาดขั้นต่ำ 65% และมีเป้าหมายลดการปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์ลงมากกว่า 70% จากฐานเดิม แม้อัตราค่าไฟเฉลี่ยของทั้ง 4 ทางเลือกจะอยู่ในระดับใกล้เคียงกัน แต่มีต้นทุนและความเสี่ยงที่แตกต่างกัน โดยต้นทุนการบูรณาการพลังงานหมุนเวียน หรือ RE Integration Cost ระหว่างปี 2572–2593 พบว่า กรณีที่ 1 และ 2 ต้องใช้เงินลงทุนประมาณ 360,000 ล้านบาท ขณะที่กรณีที่ 4 อยู่ที่ประมาณ 500,000 ล้านบาท และกรณีที่ 3 สูงสุดประมาณ 700,000 ล้านบาท เงินลงทุนดังกล่าวจะใช้สำหรับการขยายและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า การติดตั้ง STATCOM ระบบแบตเตอรี่เพื่อเสริมเสถียรภาพ และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย หรือ Synchronous Condenser เพื่อรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียน ด้านการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2593 พบว่า กรณีที่ 1 และ 2 ยังคงพึ่งพาการนำเข้า LNG สูงถึงประมาณ 2,455 MMscfd ซึ่งอยู่ในระดับที่มีความเสี่ยง ขณะที่กรณีที่ 4 ใช้ LNG ประมาณ 1,904 MMscfd โดยใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศเต็มศักยภาพ ส่วนกรณีที่ 3 สามารถลดการพึ่งพาก๊าซเหลือประมาณ 794 MMscfd เมื่อเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยในช่วงปี 2570–2593 พบว่า กรณีที่ 3 มีต้นทุนฐาน หรือ Base Cost ต่ำที่สุด แต่มีต้นทุนด้านการบูรณาการพลังงานหมุนเวียนสูง ขณะที่กรณีที่ 2 มีต้นทุนจาก CCS เพิ่มขึ้นอย่างชัดเจน อย่างไรก็ตาม ทุกกรณียังสามารถรักษาความมั่นคงของระบบตามเกณฑ์ LOLE ไม่เกิน 1.0 วันต่อปีตลอดแผน สำหรับการขับเคลื่อนเชิงนโยบาย PDP2026 กำหนดกลยุทธ์ “ปลดล็อกโครงสร้างพลังงาน สร้างฐานการผลิตสีเขียว” ผ่าน 2 กลไกหลัก ได้แก่ Market Access โดยเปิดให้มี Third Party Access (TPA) และ Direct PPA เพื่อสนับสนุนการซื้อขายไฟฟ้าสีเขียวโดยตรง และ Market Enablers ผ่านการพัฒนาโครงข่ายสู่ Digital Grid การติดตั้ง Smart Meter ให้ครอบคลุมลูกค้ารายใหญ่ 100% และการเปิดตลาดบริการใหม่ เช่น Virtual Power Plant (VPP) และ Demand Response (DR) ทั้งนี้ มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 ได้ขยายมาตรการ Direct PPA ผ่านระบบ TPA ให้ครอบคลุมกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ Data Center และพื้นที่ EEC ควบคู่กับการพัฒนาตลาด Demand Response ซึ่งตั้งเป้าหมายไว้ที่ 2,800 MW ในปี 2593 และ Distributed Energy Resources (DER) สะสมประมาณ 9,100–11,200 MW นอกจากนี้ แผนยังรองรับการพัฒนาโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็กแบบโมดูลาร์ หรือ SMR รวมประมาณ 9,000 MW กระจายใน 5 ภูมิภาคทั่วประเทศ โดยเริ่มต้นจากกำลังผลิต 300 MW รวมถึงการนำเทคโนโลยีคาร์บอนต่ำอื่น ๆ มาใช้ เช่น CCS ซึ่งกำหนดสมมติฐานต้นทุนไว้ที่ 135 ดอลลาร์ต่อตันคาร์บอนไดออกไซด์ และเทคโนโลยีใหม่อีกประมาณ 2,500–3,000 MW ในช่วงปี 2589–2593 กระทรวงพลังงานเปิดรับฟังความคิดเห็นใน 2 ประเด็นหลัก ได้แก่ ทางเลือกใดในร่าง PDP2026 ทั้ง 4 กรณีที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศไทยมากที่สุด พร้อมเหตุผลประกอบ และข้อคิดเห็นหรือข้อเสนอแนะเพิ่มเติมต่อร่างแผน โดยยืนยันว่าจะนำความคิดเห็นทั้งหมดมารวบรวมและใช้ประกอบการปรับปรุงร่าง PDP2026 ให้มีความครบถ้วนและสอดคล้องกับความต้องการของประเทศ สำหรับผลลัพธ์ที่คาดหวังจาก PDP2026 ครอบคลุม 4 มิติสำคัญ ได้แก่ ความมั่นคง ด้วยระบบไฟฟ้าที่มีความยืดหยุ่นสูง, เศรษฐกิจ โดยรักษาระดับค่าไฟฟ้าเฉลี่ยให้อยู่ในกรอบที่เหมาะสม, สิ่งแวดล้อม ผ่านการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพื่อมุ่งสู่ Net Zero และ ขีดความสามารถในการแข่งขัน ด้วยการพัฒนาโครงสร้างไฟฟ้าสีเขียวเพื่อรองรับและดึงดูดการลงทุนอุตสาหกรรมยุคใหม่ โดยเฉพาะ AI และ Data Center ระดับโลก