เวทีรับฟังความเห็นรุมสับร่าง PDP ห่วงล็อกไทยไว้กับ ‘ฟอสซิล’

การประชุมรับฟังความเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2569-2580 (PDP 2026) เมื่อวันที่ 8 ก.ย.2569 มีข้อเสนอและข้อกังวลจากผู้เข้าร่วมหลายภาคส่วน ครอบคลุมตั้งแต่โครงสร้างเชื้อเพลิง เทคโนโลยีใหม่ไปถึงกลไกราคาค่าไฟฟ้า ซึ่งสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ยืนยันนำทุกข้อเสนอไปพิจารณาก่อนสรุปแผนฉบับสมบูรณ์

นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ ปลัดกระทรวงพลังงาน กล่าวเปิดงานสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน PDP 2026 ว่า หัวใจสำคัญของร่างแผน PDP 2026 อยู่ที่การเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดและมุ่งสู่เป้าหมาย Net Zero 2050 รองรับการค้าและการลงทุนจากต่างประเทศที่ให้ความสำคัญสินค้าคาร์บอนต่ำ

นายประเสริฐ กล่าวว่า ความท้าทายสำคัญอยู่ที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจาก Data Center และรถยนต์ไฟฟ้า (EV) โดยมียอดแจ้งความประสงค์ใช้สูงถึง 22,000-30,000 เมกะวัตต์ จึงต้องมีกระบวนการคัดกรองที่สร้างมูลค่าเพิ่มเศรษฐกิจ

แม้ระยะสั้นไทยมี Reserve Margin ราว 25% เพียงพอต่อความต้องการ แต่ต้องเร่งลงทุนระบบส่งและระบบจำหน่าย รวมถึง Smart Grid และ Synchronous Condenser คาดใช้เงินลงทุน 3-7 แสนล้านบาท โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งจะเป็นผู้ลงทุน

สำหรับร่าง PDP 2026 บรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เป็นทางเลือกหลักสร้างความมั่นคงด้านไฟฟ้า โดยตั้งเป้ากำลังผลิตรวมสูงสุด 9,000 เมกะวัตต์ภายในปี 2050 เนื่องจากเป็นพลังงานสะอาดผลิตไฟฟ้าได้ต่อเนื่องและมีความเสถียร ซึ่งจะนำร่องขนาด 300 เมกะวัตต์ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้ริเริ่ม

สำหรับค่าไฟฟ้าควบคุมค่าไฟเฉลี่ยตลอดแผนไม่เกิน 3.88 บาทต่อหน่วย แต่กลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสะอาดคุณภาพสูง เช่น Data Center อาจต้องจ่ายค่าไฟระดับ Premium สะท้อนต้นทุนจริง และต้องรองรับการลงทุนจากบริษัทเทคโนโลยีระดับโลก

ผ่า 4 ฉากทัศน์ โยกสู่พลังงานสะอาด

นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เปิดเผยว่า การพิจารณาแบ่งเป็น 4 กรณี โดยค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ที่ 3.88 บาทต่อหน่วย และช่วงปลายแผนอาจขยับไปที่ 4.50-4.60 บาทต่อหน่วย

ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการและ สนพ.มีแนวโน้มชื่นชอบ “กรณีที่ 4” โดยทั้ง 4 ฉากทัศน์ ตอบโจทย์เป้าหมายลดปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์ภาคพลังงานเหลือ 19 ล้านตัน จากระดับปกติ 121 ล้านตัน ดังนี้

กรณีที่ 1 (BAU) ดำเนินการตามมาตรการปกติ ขยายสัดส่วนพลังงานสะอาดเป็น 65% และฟอสซิล 35% ทำให้ปล่อยคาร์บอนเหลือ 66 ล้านตัน ซึ่งไม่พอต่อเป้าหมาย Net Zero ประเทศที่ต้องลดปล่อยคาร์บอนเหลือ 19 ล้านตัน ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.8267 บาทต่อหน่วย

กรณีที่ 2 ต่อยอดจากกรณีที่ 1 เพิ่มลงทุนเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) 100% สัดส่วนเชื้อเพลิงคงเดิมที่พลังงานสะอาด 65% และฟอสซิล 35% แต่มีต้นทุนค่า CCS เพิ่มขึ้นค่อนข้างสูง ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.8859 บาทต่อหน่วย

กรณีที่ 3 มุ่งเน้นพลังงานหมุนเวียน (RE) ถึง 89% ไม่ใช้เทคโนโลยี CCS ต้องพึ่งพาโซลาร์และลมเป็นหลักทำให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลือเพียง 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งกระทบโครงสร้างท่อส่งก๊าซและสถานีรับจ่ายก๊าซ และค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.8297 บาทต่อหน่วย

กรณีที่ 4 (ไฮบริด) ผสมผสานกรณีที่ 2 และ 3 โดยขยายสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเป็น 73% ควบคู่การนำเทคโนโลยี CCS จะรักษาระดับการใช้ก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยอยู่ที่ 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้ไม่ต้องพึ่งนำเข้า LNG มากเกินไป ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.8364 บาทต่อหน่วย

ก๊าซพุ่ง 9,100 เมกะวัตต์ “ล็อก” ไทยไว้กับฟอสซิล

สำหรับการรับฟังความเห็นภาคประชาชนและนักวิจัย ระบุถึงสัดส่วนโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มเป็น 9,100 เมกะวัตต์ จากร่างเดิมที่ 6,300 เมกะวัตต์ โดยตั้งข้อสงสัยเพิ่มขึ้นรองรับ Data Center หรือไม่ และเหตุใดไม่เลือกใช้พลังงานหมุนเวียนทดแทน 

อีกทั้งการทุ่มลงทุนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซและ LNG จำนวนมาก อาจกลายเป็นการล็อกไทยไว้กับเชื้อเพลิงฟอสซิลอีก 20-30 ปีข้างหน้า ขัดกับทิศทางพลังงานสะอาดของโลก

ด้านความโปร่งใสของต้นทุนที่ในเวทีรับฟังความเห็นร่าง PDP 2024 เคยตั้งคำถามลักษณะเดียวกัน โดยร่างแผนยังไม่แยกราคา Pool Gas ออกจากราคา LNG นำเข้าที่พุ่งสูงถึง 6 บาทต่อหน่วยในตลาด Spot อย่างชัดเจน และตั้งคำถามว่าการเพิ่มโรงไฟฟ้าก๊าซจำนวนมากจะสอดคล้องเป้าหมาย Net Zero ของประเทศและขีดความสามารถการแข่งขันของไทยหรือไม่

“ชีวมวลหาย” กระทบแก้ PM 2.5 จี้รัฐทบทวน

ตัวแทนจากสมาคมโรงสีข้าวไทยแสดงความกังวลร่างแผน PDP หน้า 31 พบว่าช่วง 12 ปีแรกของแผนไม่บรรจุแผนรับซื้อจากโรงไฟฟ้าชีวมวลเพิ่มเติมทั้งที่ไทยมีเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรทั้งฟางข้าวและใบอ้อย รวมกันกว่า 300 ล้านตันต่อปี

ทั้งนี้หากไม่มีโรงไฟฟ้าชีวมวลรองรับเศษวัสดุจะแก้ปัญหาการเผาในที่โล่งและวิกฤติฝุ่น PM 2.5 ไม่ได้ทั้งในภาคเหนือและภาคกลางตอนบน พร้อมเสนอให้รัฐพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าตามประเภทเชื้อเพลิงเพื่อให้โรงไฟฟ้าชีวมวลที่มีต้นทุนสูงกว่าโซลาร์ฟาร์มอยู่รอดในระบบได้ โดย สนพ.ชี้แจงเบื้องต้นว่าร่างแผนได้กำหนดปริมาณไฟฟ้าชีวมวลไว้ 2,000 เมกะวัตต์

ต้นทุน “SMR-CCS” ฉุดประสิทธิภาพ “ค่าไฟ” พุ่ง

อีกหนึ่งประเด็นที่ถูกซักถามหนัก คือ การบรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เป้าหมาย 9,000 เมกะวัตต์ ไว้ทุกทางเลือกของแผน โดยตัวแทนจาก Climate Finance Network Thailand (CFNT) ตั้งคำถามถึงต้นทุนการลงทุนสูงถึง 200 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์ หากท้ายที่สุดค่าไฟฟ้าจาก SMR ขยับไปถึง 3-4 บาทต่อหน่วย ถือเป็นการลงทุนไม่คุ้มค่าในสายตาภาคประชาชน

ขณะเดียวกันเทคโนโลยี CCS ถูกวางเป็นกลไกลดคาร์บอนที่อาจฉุดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าอย่างมีนัยสำคัญ จากผลิตได้ 10 ส่วน อาจเหลือเพียง 7 ส่วน ซึ่งจะส่งผลต่อภาระค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องแบกรับในอนาคต

ทั้งนี้ประเมินต้นทุน CCS ไว้ที่ 135 ดอลลาร์ต่อตัน ครอบคลุมการกักเก็บ ขนส่ง และพัฒนาแหล่งกักเก็บ ซึ่งเครือข่ายภาคประชาชนต้องการให้รัฐบาลเปิดเผยรายงานการออกแบบทางวิศวกรรมและผลศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการเพื่อป้องกันไม่ให้เป็นภาระภาษีประชาชนระยะยาว

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

“EV-Data Center” ดันโหลดไฟพุ่ง

ส่วนมิติการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า เวทีเสวนาชี้ว่าตัวเลขมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญช่วงปลายแผนราวปี 2580 โดยมีสาเหตุหลักจากพฤติกรรมการใช้พลังงานเปลี่ยนไป โดยเฉพาะการขยายตัวของ EV ซึ่งแผนฉบับใหม่ลงลึกทั้งช่วงเวลาการชาร์จและอัตราการคงอยู่ของรถในระบบตามอายุแบตเตอรี่ รวมถึง Data Center ที่ทำให้ค่าพีคความต้องการไฟฟ้าสูงสุดต่างจากร่างแผนปี 2024

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

เกณฑ์ความมั่นคงอาจ “ตกยุค” เสี่ยงไฟดับ

ผู้ประกอบการด้านพลังงานให้ความเห็นที่น่าสนใจเกี่ยวกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยระบุว่าเกณฑ์โอกาสเกิดไฟฟ้าดับที่ใช้กันมานานกว่า 60 ปี อาจไม่เพียงพอสำหรับยุคที่สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งความไม่แน่นอนเพิ่มขึ้น จึงเสนอให้นำเกณฑ์การวัดความสามารถจ่ายไฟแท้จริงช่วงวิกฤติมาใช้แทน เพื่อป้องกันความเสี่ยงไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง

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

โดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) อนุมัติหลักเกณฑ์วันที่ 15 ก.ค.2569 พร้อมมีมติขยายเป้าหมายไปกลุ่มอุตสาหกรรมอื่น และอาจปรับเป้าหมายให้สูงกว่า 2,000 เมกะวัตต์ ขณะนี้บรรจุเป้าหมายดังกล่าวในร่างแผน PDP แล้ว

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

โรงไฟฟ้าขยะ-พลังงานทางเลือกอื่น “ยังมีที่ยืน”

ด้านผู้แทนจากโรงไฟฟ้าขยะ ระบุว่า ร่างแผน PDP 2026 บรรจุโครงการไว้ตามศักยภาพที่ประเมินได้ 780 เมกะวัตต์ ขณะที่ผู้แทนจาก ปตท.สผ.เสนอให้พิจารณาศักยภาพพลังงานความร้อนใต้พิภพ (Geothermal) และพลังงานลมนอกชายฝั่ง (Offshore Wind) เพิ่มเติม โดยระบุว่าหากแก้กฎหมายที่เกี่ยวข้องได้ทั้ง 2 แหล่งพลังงานจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้เร็วกว่ากรอบเวลาปี 2580

ส่วนมิติการบริหารต้นทุนมีข้อเสนอให้เปรียบเทียบความคุ้มค่าระหว่างการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่กับการต่ออายุโรงไฟฟ้าเก่า โดยมองว่าช่วงปี 2570-2575 การเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าเก่าอาจคุ้มค่าและทำได้ง่ายกว่าในทางปฏิบัติ เพราะไม่ต้องเผชิญข้อจำกัดการจัดหาอุปกรณ์หรือเครื่องจักรใหม่

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

12 ปีแรก “เหมือนกันหมด” ทุกกรณี

อีกหนึ่งข้อสังเกตที่เคยถูกหยิบยกในเวทีก่อนหน้าและยังคงเป็นที่กังขาคือ ทั้ง 4 กรณีในร่างแผนมีลักษณะ 12 ปีแรกที่แทบเหมือนกันทั้งหมด จนดูเหมือนประชาชนไม่มีทางเลือกที่แท้จริง พร้อมตั้งคำถามถึงความ “ทะเยอทะยาน” ในการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน (RE) ให้เร็วกว่า 65% เพื่อลดการนำเข้า LNG ที่มีราคาผันผวน

โดยผู้แทนจาก สนพ. และ กฟผ.ชี้แจงว่า 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