สนพ. เผยแนวโน้มเคาะ "กรณีที่ 4" เป็นทางเลือกหลักในร่างแผน PDP 2026 ชูสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน 73% ควบคู่เทคโนโลยี CCS เพื่อบาลานซ์ต้นทุน ความมั่นคง และเป้าหมาย Net Zero ชี้วางเป้าคุมค่าไฟเฉลี่ย 3.88 บาทต่อหน่วย พร้อมกางแผนรับมือ Data Center พุ่ง 8,800 เมกะวัตต์ อัดงบ Smart Grid-BESS ป้องกันไฟดับ และยืดอายุโรงไฟฟ้า EEC ค้ำความมั่นคงระบบช่วงเปลี่ยนผ่าน
KEY POINTS
- สนพ. มีแนวโน้มเลือกใช้ “กรณีที่ 4” (ไฮบริด) สำหรับร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) ฉบับใหม่ เนื่องจากมีความสมดุลทั้งด้านต้นทุนค่าไฟฟ้า ความมั่นคงของระบบ และการบรรลุเป้าหมาย Net Zero
- ฉากทัศน์ที่ 4 จะขยายสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน (RE) หรือพลังงานสะอาดขึ้นเป็นประมาณ 73% ควบคู่กับการนำเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) มาใช้บางส่วน
- แผน PDP ฉบับนี้ได้นำความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญจากกลุ่ม Data Center เข้ามาคำนวณ โดยใช้ตัวเลขคาดการณ์ระดับกลางที่ 8,800 เมกะวัตต์
- การเลือกใช้รูปแบบไฮบริดจะช่วยรักษาระดับการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยไว้ที่ประมาณ 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพื่อไม่ให้กระทบโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ และลดการพึ่งพานำเข้า LNG
- เพื่อรองรับความผันผวนจากสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนที่สูงขึ้น แผน PDP ใหม่จะบรรจุการลงทุน Smart Grid, BESS และ Demand Response คาดการณ์อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนทั้ง 4 ฉากทัศน์จะอยู่ที่ประมาณ 3.88 บาทต่อหน่วย อาจขยับขึ้นที่ 4.50-4.60 บาทต่อหน่วยในช่วงปลายแผน
นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เปิดเผยว่า การเปิดรับฟังความคิดเห็นจากภาคประชาชนต่อร่างแผน PDP 2026 เพื่อพิจารณาเลือกฉากทัศน์ (Scenario) ที่เหมาะสมที่สุด โดยเบื้องต้นคณะอนุกรรมการและ สนพ. มีแนวโน้มชื่นชอบ “กรณีที่ 4” (Scenario 4) ซึ่งเป็นรูปแบบทางสายกลางแบบไฮบริด เนื่องจากมีความสมดุลทั้งในด้านต้นทุนค่าไฟฟ้า ความมั่นคงของระบบ และการบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero) ของประเทศ
นายวัฒนพงษ์ กล่าวว่า แผน PDP ใหม่มีการรันโมเดลเปรียบเทียบทั้งหมด 4 ฉากทัศน์ เพื่อตอบโจทย์เป้าหมายการลดการปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงานของประเทศลงเหลือ 19 ล้านตัน จากระดับปกติที่คาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 121 ล้านตัน ดังนี้
กรณีที่ 1 (BAU) ดำเนินการตามมาตรการปกติ ขยายสัดส่วนพลังงานสะอาดเป็น 65% และฟอสซิล 35% ส่งผลให้การปล่อยคาร์บอนลดลงเหลือ 66 ล้านตัน ซึ่งยังไม่เพียงพอต่อเป้าหมาย Net Zero ของประเทศในภาพรวมที่กำหนดให้ภาคพลังงานต้องลดการปล่อยคาร์บอนลงเหลือเพียง 19 ล้านตัน
กรณีที่ 2 ต่อยอดจากกรณีแรกโดยเพิ่มการลงทุนเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) 100% สัดส่วนเชื้อเพลิงคงเดิมที่ 65:35 แต่มีต้นทุนค่า CCS เพิ่มขึ้นค่อนข้างสูง
กรณีที่ 3 มุ่งเน้นพลังงานหมุนเวียน (RE) สุดโต่งถึง 89% โดยไม่ใช้เทคโนโลยี CCS เลย ซึ่งจะต้องพึ่งพาโซลาร์และลมเป็นหลัก ส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติลดลงเหลือเพียง 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งจะกระทบต่อโครงสร้างท่อส่งก๊าซและสถานีรับจ่ายก๊าซ (LNG Terminal) ที่จัดเตรียมไว้
กรณีที่ 4 (ไฮบริด) ผสมผสานระหว่างกรณีที่ 2 และ 3 โดยขยายสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนขึ้นเป็นประมาณ 73% ควบคู่กับการนำเทคโนโลยี CCS มาใช้บางส่วน ฉากทัศน์นี้จะช่วยรักษาระดับการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้อยู่ที่ประมาณ 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งสอดคล้องกับปริมาณก๊าซในอ่าวที่มีอยู่ ทำให้ไม่ต้องพึ่งพาการนำเข้า LNG มากเกินไป
"เราชอบกรณี 4 เพราะอยู่ตรงกลาง ได้ทดลองใช้เทคโนโลยี CCS ตามกรอบแผนระยะยาวเพื่อลดโลกร้อนของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และยังเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน (RE) ขึ้นอย่างเหมาะสม" นายวัฒนพงษ์ กล่าว
ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนทั้ง 4 ฉากทัศน์จะอยู่ที่ประมาณ 3.88 บาทต่อหน่วย แต่อาจมีการปรับทบทวนตามนโยบายและปัจจัยแวดล้อม ซึ่งในช่วงปลายแผนอาจขยับขึ้นไปอยู่ที่ประมาณ 4.50 - 4.60 บาทต่อหน่วย
ความท้าทายสำคัญของการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน (RE) ในระดับสูง คือความผันผวนของระบบ ซึ่ง สนพ. ได้ถอดบทเรียนจากกรณีศึกษาในต่างประเทศ เช่น สเปน ที่มีสัดส่วน RE สูงจนเกิดความกังวลด้านเสถียรภาพระบบไฟฟ้า เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดเหตุการณ์ดังกล่าว แผน PDP ใหม่จึงต้องบรรจุนโยบายการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานอัจฉริยะ (Smart Grid) และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS)
นอกจากนี้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะต้องลงทุนในอุปกรณ์ปรับปรุงคุณภาพกำลังไฟฟ้า เช่น Synchronous Condenser และ Statcom เพื่อรักษาความถี่และแรงดันไฟฟ้าไม่ให้ผันผวนรุนแรงเมื่อพลังงานหมุนเวียนวูบวาบ พร้อมทั้งผลักดันระบบ Demand Response (DR) หรือการตอบสนองด้านโหลดอัจฉริยะ ร่วมกับระบบโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant: VPP) จากแบตเตอรี่และยานยนต์ไฟฟ้า (EV) รวมกว่า 14,000 เมกะวัตต์ เพื่อบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพสูงสุด
อีกหนึ่งปัจจัยเร่งสำคัญคือความต้องการใช้ไฟฟ้าจากกลุ่ม Data Center ซึ่ง สนพ. ได้ประเมินไว้ 3 ฉากทัศน์ (ตั้งแต่ 6,000 เมกะวัตต์, 8,800 เมกะวัตต์ ไปจนถึงเกือบ 20,000 เมกะวัตต์) แต่เลือกใช้ตัวเลขคาดการณ์ระดับกลางที่ 8,800 เมกะวัตต์ มาใช้ในการรันแผน PDP โดยปริมาณไฟฟ้านี้เป็นการซื้อไฟฟ้าจากระบบหลัก
ขณะที่ผู้ประกอบการบางรายอาจเลือกใช้วิธีผลิตไฟฟ้าเอง ติดตั้งแบตเตอรี่เอง หรือทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (Direct PPA) ซึ่งนโยบายปัจจุบันของรัฐมนตรียังไม่อนุมัติให้ซื้อขายกันโดยตรงนอกระบบสายส่งหลักเพื่อป้องกันผลกระทบต่อเสถียรภาพโดยรวม
ด้านการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในช่วงเปลี่ยนผ่าน แผน PDP ระบุถึงมาตรการขยายอายุการใช้งานโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติและถ่านหินบางแห่งในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) ออกไปเป็นการชั่วคราว ทั่วไปจะขยายราว 5-6 ปีเนื่องจากโรงไฟฟ้าใหม่ก่อสร้างไม่ทันกำหนด
ขณะเดียวกันพื้นที่ภาคใต้ที่มีอัตราการเติบโตของความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากการท่องเที่ยว จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพื่อค้ำระบบความมั่นคงในพื้นที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี จำนวน 2 โรง กำลังผลิตรวมประมาณ 1,400 เมกะวัตต์ เฉลี่ยโรงละ 700 เมกะวัตต์
นอกจากนี้ ยังสั่งการให้ กฟผ. และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เร่งจัดตั้งศูนย์พยากรณ์พลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เพื่อคาดการณ์การผลิตไฟฟ้าล่วงหน้าเป็นรายวัน (Day-ahead) และรายชั่วโมง เพื่อเตรียมโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติให้พร้อมเดินเครื่องทดแทนได้ทันทีในระดับวินาที รวมถึงการปรับปรุงสายจำหน่ายรองรับการชาร์จรถยนต์ไฟฟ้า (EV) ตามบ้านเรือนเพื่อป้องกันปัญหาหม้อแปลงระเบิดหรือไฟดับท้ายซอย
