เวที PDP 2026 ภาคประชาชนค้านก๊าซพุ่ง เสี่ยงล็อกฟอสซิล 'SMR-CCS' ดันค่าไฟแพง

วันนี้ (8 ก.ย. 2569) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน เปิดประชุมรับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569-2580 (PDP 2026) กลายเป็นเวทีที่มีสีสันและเข้มข้นไม่แพ้ครั้งก่อน โดยมีข้อเสนอแนะและข้อกังวลจากผู้เข้าร่วมหลากหลายภาคส่วน ครอบคลุมตั้งแต่โครงสร้างเชื้อเพลิง เทคโนโลยีใหม่ ไปจนถึงกลไกราคาค่าไฟฟ้า ซึ่งสนพ.ยืนยันจะนำทุกข้อเสนอไปพิจารณาก่อนสรุปแผนฉบับสมบูรณ์

ประเด็นร้อนที่สุดในเวทียังคงหนีไม่พ้นสัดส่วนโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่ปรับเพิ่มขึ้นเป็น 9,100 เมกะวัตต์ จากร่างเดิมที่ระบุไว้เพียง 6,300 เมกะวัตต์ ภาคประชาชนและนักวิจัยตั้งคำถามตรงไปตรงมาว่า ตัวเลขที่เพิ่มขึ้นนี้เป็นการเตรียมรองรับการขยายตัวของ Data Center หรือไม่ และเหตุใดจึงไม่เลือกใช้พลังงานหมุนเวียนทดแทน พร้อมแสดงความกังวลว่าการทุ่มลงทุนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซและ LNG จำนวนมาก อาจกลายเป็นการล็อกประเทศไทยไว้กับเชื้อเพลิงฟอสซิลไปอีก 20-30 ปีข้างหน้า ซึ่งขัดกับทิศทางพลังงานสะอาดของโลก

ด้านความโปร่งใสของต้นทุน ก่อนหน้านี้ในเวทีรับฟังความเห็นร่าง PDP 2024 ก็เคยมีการตั้งคำถามลักษณะเดียวกัน โดยฝ่ายที่ติดตามประเด็นพลังงานระบุว่าร่างแผนยังไม่แยกราคา Pool Gas ออกจากราคา LNG นำเข้าที่พุ่งสูงถึง 6 บาทต่อหน่วยในตลาด Spot อย่างชัดเจน และตั้งคำถามว่าการเพิ่มโรงไฟฟ้าก๊าซจำนวนมากจะยังสอดคล้องกับเป้าหมาย Net Zero ของประเทศและขีดความสามารถในการแข่งขันของไทยหรือไม่

ตัวแทนจากสมาคมโรงสีข้าวไทยแสดงความกังวลอย่างหนักต่อรายละเอียดในร่างแผน PDP หน้า 31 ที่พบว่าในช่วง 12 ปีแรกของแผนไม่มีการบรรจุแผนรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชีวมวลเพิ่มเติมแต่อย่างใด ทั้งที่ประเทศไทยมีเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ทั้งฟางข้าวและใบอ้อย รวมกันกว่า 300 ล้านตันต่อปี

หากไม่มีโรงไฟฟ้าชีวมวลมารองรับปริมาณเศษวัสดุเหล่านี้ ก็จะไม่สามารถแก้ปัญหาการเผาในที่โล่งและวิกฤตฝุ่น PM 2.5 ที่รุมเร้าพื้นที่ภาคเหนือและภาคกลางตอนบนได้อย่างเป็นรูปธรรม พร้อมเสนอให้รัฐพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าตามประเภทเชื้อเพลิง เพื่อให้โรงไฟฟ้าชีวมวลซึ่งมีต้นทุนสูงกว่าโซลาร์ฟาร์มสามารถอยู่รอดในระบบได้ ด้าน สนพ. ชี้แจงเบื้องต้นว่าในร่างแผนได้กำหนดปริมาณไฟฟ้าชีวมวลไว้ที่ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์

อีกหนึ่งประเด็นที่ถูกซักถามหนักคือการบรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เป้าหมาย 9,000 เมกะวัตต์ ไว้ในทุกทางเลือกของแผน โดยตัวแทนจาก Climate Finance Network Thailand (CFNT) ตั้งคำถามถึงต้นทุนการลงทุนที่สูงถึง 200 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์ หากท้ายที่สุดค่าไฟฟ้าจาก SMR ขยับไปถึง 3-4 บาทต่อหน่วย ก็จะถือเป็นการลงทุนที่ไม่คุ้มค่าในสายตาของภาคประชาชน

ขณะเดียวกัน เทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) ซึ่งถูกวางเป็นกลไกลดคาร์บอนสำคัญของแผน ก็มีรายงานระบุว่าอาจฉุดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าลงอย่างมีนัยสำคัญ จากที่เคยผลิตได้ 10 ส่วน อาจเหลือเพียง 7 ส่วน ซึ่งจะส่งผลโดยตรงต่อภาระค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องแบกรับในอนาคต 

โดยมีการประเมินต้นทุน CCS ไว้ที่ 135 ดอลลาร์ต่อตัน ครอบคลุมทั้งการกักเก็บ ขนส่ง และพัฒนาแหล่งกักเก็บ ซึ่งเครือข่ายภาคประชาชนจี้ให้รัฐบาลเปิดเผยรายงานการออกแบบทางวิศวกรรมและผลศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ เพื่อป้องกันไม่ให้กลายเป็นภาระภาษีประชาชนในระยะยาว

ด้านผู้แทนจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยืนยันว่ากำลังเร่งศึกษาพื้นที่ที่เหมาะสมสำหรับ SMR และเตรียมความพร้อมด้านกฎหมายให้เป็นไปตามมาตรฐานสากล 19 ข้อของทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) โดยยอมรับว่าการยอมรับของประชาชน คือปัจจัยชี้ขาดสำคัญที่สุด แม้เทคโนโลยี SMR จะมีความปลอดภัยสูงกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่ก็ตาม

ในมิติของการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) เวทีเสวนาชี้ว่าตัวเลขมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในช่วงปลายแผนราวปี 2580 โดยมีสาเหตุหลักจากพฤติกรรมการใช้พลังงานที่เปลี่ยนไป โดยเฉพาะการขยายตัวของรถยนต์ไฟฟ้า (EV) ซึ่งแผนฉบับใหม่ได้ลงลึกถึงรายละเอียดทั้งช่วงเวลาการชาร์จไฟและอัตราการคงอยู่ของรถในระบบตามอายุแบตเตอรี่ รวมถึง Data Center ที่ทำให้ค่าพีคความต้องการไฟฟ้าสูงสุดแตกต่างจากร่างแผนปี 2024 อย่างชัดเจน เนื่องจากมีข้อมูลโครงการจริงมากขึ้น

ประเด็นเทคนิคที่น่าจับตาคือปรากฏการณ์ดักเคิร์ฟ (Duck Curve) หรือส่วนต่างระหว่างความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำสุดและสูงสุด ซึ่งเกิดขึ้นในระบบไฟฟ้าไทยมาตั้งแต่ปี 2561 และมีแนวโน้มรุนแรงขึ้นต่อเนื่อง โดยคาดการณ์ว่าช่วงปลายแผน PDP ส่วนต่างนี้อาจพุ่งสูงกว่า 20,000 เมกะวัตต์ จำเป็นต้องใส่ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) เข้าสู่ระบบจำนวนมากเพื่อบริหารจัดการ 

นอกจากนี้ ช่วงเวลาความต้องการไฟฟ้าสูงสุดยังย้ายจากกลางวันไปเป็นช่วงกลางคืนราว 21.00 น. อย่างชัดเจน ทำให้คณะอนุกรรมการฯ อยู่ระหว่างพิจารณาปรับช่วงเวลาการใช้ไฟฟ้า (TOU) ให้สอดรับกับการชาร์จ EV ในช่วงกลางคืนโดยไม่กระทบระบบโดยรวม

ผู้ประกอบการด้านพลังงานให้ความเห็นที่น่าสนใจเกี่ยวกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยระบุว่าเกณฑ์โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load: LOL) ที่ใช้กันมานานกว่า 60 ปี อาจไม่เพียงพอสำหรับยุคที่สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความไม่แน่นอนสูงเพิ่มขึ้นต่อเนื่อง 

จึงเสนอให้รัฐพิจารณานำเกณฑ์การวัดความสามารถในการจ่ายไฟที่แท้จริงในช่วงเวลาวิกฤตมาใช้แทน เพื่อป้องกันความเสี่ยงไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง (Blackout) ตามบทเรียนจากต่างประเทศ

อีกหนึ่งในประเด็นที่ภาคเอกชนให้ความสนใจมากที่สุดคือการเปิดให้มี การซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (Direct PPA) หรือ Third Party Access โดยตัวแทนภาคเอกชนตั้งคำถามถึงกรอบเวลาบังคับใช้และแนวทางสนับสนุน ซึ่งผู้แทนจากสนพ.ชี้แจงว่า ขณะนี้มีความพร้อมในระยะแรกสำหรับกลุ่ม Data Center ด้วยเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์

โดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้อนุมัติหลักเกณฑ์ไปแล้วเมื่อวันที่ 15 ก.ค. 2569 ที่ผ่านมา พร้อมมีมติให้ขยายเป้าหมายไปยังกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นในอนาคต และอาจปรับเป้าหมายให้สูงกว่า 2,000 เมกะวัตต์ ขณะนี้ ได้บรรจุเป้าหมายดังกล่าวไว้ในร่างแผน PDP แล้ว

ประเด็นเรื่องพลังงานแสงอาทิตย์และระบบกักเก็บพลังงานยังคงถูกหยิบยกซ้ำจากเวทีก่อนหน้า โดยเคยท้วงติงว่าการจัดสรรกำลังผลิตโซลาร์เซลล์ 24,300 เมกะวัตต์ มีที่มาไม่ชัดเจน พร้อมเสนอให้แยกระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) ออกจากตารางกำลังการผลิต เนื่องจากแบตเตอรี่ไม่ใช่แหล่งผลิตไฟฟ้าแต่เป็นระบบกักเก็บ หากนำมารวมกันจะทำให้ตัวเลขในแผนคลาดเคลื่อนจากความเป็นจริง

นอกจากนี้ สภาองค์กรของผู้บริโภคยังคงเรียกร้องให้ระบุสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากภาคประชาชน (Solar Rooftop) ให้ชัดเจนในแผนเพื่อความยั่งยืน สอดคล้องกับข้อเสนอเดิมที่ต้องการให้รัฐระบุตำแหน่งของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง (IPS) และนโยบายโซลาร์รูฟท็อป 1 ล้านหลัง (5,000 เมกะวัตต์) ให้ชัดเจน เพื่อป้องกันการจัดหาโรงไฟฟ้าหลักเกินความจำเป็น

ด้านโรงไฟฟ้าขยะ ร่างแผน PDP 2026 ได้บรรจุโครงการไว้ตามศักยภาพที่ประเมินได้ประมาณ 780 เมกะวัตต์ ขณะที่ผู้แทนจาก ปตท.สผ. เสนอให้พิจารณาศักยภาพของพลังงานความร้อนใต้พิภพ (Geothermal) และพลังงานลมนอกชายฝั่ง (Offshore Wind) เพิ่มเติม โดยระบุว่าหากสามารถแก้ไขข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องได้ ทั้งสองแหล่งพลังงานนี้จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้เร็วกว่ากรอบเวลาปี 2580 ที่วางไว้

ในมิติการบริหารต้นทุน มีข้อเสนอให้เปรียบเทียบความคุ้มค่าระหว่างการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่กับการต่ออายุโรงไฟฟ้าเก่า (Life Extension) โดยมองว่าในช่วงปี 2570-2575 การเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าเก่าอาจคุ้มค่าและทำได้ง่ายกว่าในทางปฏิบัติ เพราะไม่ต้องเผชิญข้อจำกัดในการจัดหาอุปกรณ์หรือเครื่องจักรใหม่

ส่วนมาตรการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) มีข้อเสนอให้รัฐขยายเป้าหมายจากระดับ 2,800 เมกะวัตต์ หรือราว 5% ไปสู่ระดับ 10% ตามผลการศึกษาในต่างประเทศที่ประสบความสำเร็จ เพื่อลดภาระการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่รองรับพีค

อีกหนึ่งข้อสังเกตที่เคยถูกหยิบยกในเวทีก่อนหน้าและยังคงเป็นที่กังขาคือ ทั้ง 4 กรณีในร่างแผนมีลักษณะ 12 ปีแรกที่แทบเหมือนกันทั้งหมด จนดูเหมือนประชาชนไม่มีทางเลือกที่แท้จริง พร้อมตั้งคำถามถึงความ "ทะเยอทะยาน" ในการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน (RE) ให้เร็วกว่า 65% เพื่อลดการนำเข้า LNG ที่มีราคาผันผวน ตัวแทนจาก สนพ. และการไฟฟ้าชี้แจงว่า 12 ปีแรกเขียนไว้เหมือนกันเพราะยึดเป้าหมาย Net Zero ระดับเดียวกันในทุกกรณี

สำหรับข้อกังวลเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม ภาครัฐยืนยันว่าการกำหนดโครงสร้างราคาจะเน้นความโปร่งใสและสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพยายามลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติที่มีราคาผันผวน และเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนที่มีต้นทุนต่ำกว่าเข้าสู่ระบบ

พร้อมรับปากจะนำทุกข้อเสนอจากเวที ทั้งเรื่องการเปิดเผยข้อมูลรายโครงการ ความโปร่งใสของสมมติฐานต้นทุนก๊าซและ SMR/CCS การพิจารณาเกณฑ์ความมั่นคงแบบใหม่ การแยก BESS ออกจากตารางกำลังการผลิต และการนำตัวเลข IPS มาคำนวณให้ชัดเจนขึ้น ไปพิจารณาเพิ่มเติมก่อนสรุปแผน PDP 2026 ฉบับสมบูรณ์ เพื่อให้แผนสะท้อนความเป็นจริงและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ