เอกชนหนุนแผนสมดุล PDP 2026 ไฟฟ้าสีเขียว 73%-ส่ง “เอกนัฏ” เคาะ

ร่าง PDP 2026 ใกล้ได้ข้อสรุป นักวิชาการ-เอกชนประสานเสียงเชียร์แนวทางที่ 4 สมดุลทั้งพลังงานหมุนเวียน RE กับ CCS เพื่อความมั่นคงระบบไฟฟ้า ตั้งเป้าพลังงานสีเขียว 73% ค่าไฟเฉลี่ย 3.8364 บาทต่อหน่วย ส.อ.ท.ขอให้ทบทวนแผนทุก 1-2 ปี พร้อมใช้ก๊าซในประเทศเป็นหลัก ลดเสี่ยงนำเข้า LNG ลุ้น 15 ก.ย.นี้ ส่งให้ “เอกนัฏ” พิจารณาก่อนเข้า กพช.-ครม. เพื่อเคาะขั้นสุดท้าย ยันประกาศใช้ทันสิ้นปี’69 แน่นอน

ร่างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2026) ได้เปิดรับฟังความคิดเห็นเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2569 ที่ผ่านมา ซึ่งมีทั้งในส่วนของนักวิชาการ ผู้ประกอบการในฐานะนักลงทุน รวมถึงภาคประชาชนที่ยังคงมีข้อกังวลในหลายประเด็น ทั้งเรื่องของต้นทุนที่จะเกิดขึ้นจากการนำเข้า LNG ต้นทุนจากการลงทุน CCS ต้นทุนจากแร่ยูเรเนียมที่ใช้กับโรงไฟฟ้า SMR ความพร้อมของระบบสายส่งที่ กฟผ. จะต้องเริ่มดำเนินการทันที การคาดการณ์ดีมานด์การใช้ไฟฟ้าที่อาจยังไม่นิ่ง และอาจยังรวมไปถึงแนวทางการเพิ่มพลังงานสะอาดโดยไม่ผลักภาระค่าไฟให้ประชาชนและภาคอุตสาหกรรมให้สูงขึ้น 

แผน PDP ระยะยาว 25 ปี

นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กล่าวว่า แผน PDP 2026 บอกถึงทิศทางพลังงานของประเทศที่เกิดขึ้นในอนาคต ซึ่งมีระยะยาวถึง 25 ปี ตั้งแต่ 2026 ไปบรรจบกับเป้าหมาย Net Zero ในปี 2050 (2593)

โดยแผนจะถูกแบ่งออกเป็น 2 ช่วง ช่วงแรก คือ 12 ปี และ 13 ปีหลัง มี 4 ทางเลือกในการสร้างสมดุลระหว่างความมั่นคงทางไฟฟ้า การเพิ่มพลังงานสะอาด การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และต้นทุนค่าไฟฟ้า ได้แก่ ทางเลือกที่ 1 Base Case เป็นกรณีฐานที่เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและโครงสร้างการผลิตที่มีอยู่ โดยกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาดประมาณ 65% และฟอสซิล 35% แต่ยังไม่สามารถตอบโจทย์การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพื่อมุ่งสู่ Net Zero ได้เต็มที่

เนื่องจากยังมีการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลในระดับสูง ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8267 บาทต่อหน่วย ถือว่าต่ำที่สุด ทางเลือกที่ 2 Net Zero by CCS ยังคงใช้โครงสร้างการผลิตไฟฟ้าที่มีพลังงานสะอาดประมาณ 65% แต่เพิ่มเทคโนโลยี Carbon Capture and Storage (CCS) เพื่อดักจับและกักเก็บคาร์บอนจากโรงไฟฟ้าฟอสซิล ช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกแต่แลกกับการลงทุนและต้นทุนระบบที่เพิ่มขึ้น มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย เป็นอัตราสูงที่สุด

ดังนั้น จึงจะเห็นได้ว่าในแผนดังกล่าวจะมีการสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซ 9,100 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้า SMR 300 เมกะวัตต์ พลังงานจากแสงอาทิตย์ 24,000 เมกะวัตต์ พลังงานลม 2,700 เมกะวัตต์ ระบบ BESS 14,500 เมกะวัตต์

ทางเลือกที่ 3 Net Zero by RE เป็นทางเลือกที่เร่งเพิ่มพลังงานหมุนเวียนมากที่สุด โดยมีสัดส่วนพลังงานสะอาดสูงถึง 89% และลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลเหลือ 11% โดยไม่เน้น CCS แต่จะต้องลงทุนระบบส่ง ระบบกักเก็บพลังงาน เช่น Battery Energy Storage System (BESS) รวมถึงเทคโนโลยีบริหารจัดการระบบไฟฟ้า เพื่อรับมือกับความผันผวนของ Solar และ Wind

ขณะที่ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8297 บาทต่อหน่วย ทางเลือกที่ 4 Net Zero by RE & CCS เป็นแนวทางที่ผสมผสานพลังงานหมุนเวียนกับ CCS และยังคงมีก๊าซธรรมชาติเป็นกำลังผลิตที่ช่วยรักษาความมั่นคงของระบบ โดยมีสัดส่วนพลังงานสะอาดประมาณ 73% และฟอสซิลประมาณ 27% พร้อมใช้ CCS ดักจับคาร์บอนประมาณ 21 ล้านตัน แนวทางนี้พยายามสร้างสมดุลระหว่างการลดคาร์บอนกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและไม่เร่งพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนในระดับสูงสุด ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8364 บาทต่อหน่วย

ทั้งนี้ ในส่วนของ SMR มีการบรรจุในแผนทั้ง 4 ทางเลือก ในสัดส่วน 2,400-4,000 เมกะวัตต์ โดยบางแผนจะมีเสนอสูงถึง 9,000 เมกะวัตต์

ส่ง กพช.-ครม.ชี้ขาดก่อนประกาศใช้

ทั้งนี้ เมื่อปิดรับฟังความคิดเห็นในวันที่ 15 กันยายน 2569 แล้วนั้น จะรวบรวมข้อเสนอและความคิดเห็นมาพิจารณาว่าประเด็นใดควรนำมาปรับในร่าง PDP 2026 จากนั้นนายเอกนัฏ พร้อมพันธุ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จะนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) หากมีการพิจารณาเห็นชอบก็จะเป็นการตัดสินใจเชิงนโยบายว่าประเทศไทยจะเลือกแนวทางใด และกำหนดกรอบกำลังการผลิต เทคโนโลยีที่จะใช้ในช่วง 25 ปีนับจากนี้

จากนั้นจะนำเสนอต่อคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาให้เห็นชอบแผน เพื่อนำไปสู่การประกาศใช้ และนั่นจะเป็นจุดเริ่มต้นที่จะนำไปสู่การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้า การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การวางระบบสายส่ง  ระบบกักเก็บพลังงาน และการจัดการโรงไฟฟ้าที่จะเข้าระบบในอนาคต ดังนั้น แผน PDP 2026 จะเสร็จภายในปี 2569 หลังจากที่รอกันมานับสิบปี

ส.อ.ท.หนุนแนวทาง 4 สมดุลสุด 

นายนที สิทธิประศาสน์ ประธานกลุ่มอุตสาหกรรมพลังงานหมุนเวียน สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) กล่าวว่า ทางเลือกที่ 4 เป็นแนวทางที่สมดุลที่สุดและสอดคล้องกับทิศทางของผู้กำหนดนโยบาย เพราะสามารถรักษาสมดุลระหว่างพลังงานหมุนเวียน (RE) พลังงานสะอาดจาก SMR เพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม แผนควรมีความยืดหยุ่นสามารถทบทวนและปรับปรุงได้ทุก 1-2 ปี ไม่ควรผูกพันการลงทุนโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่ในระยะยาวจนขาดความคล่องตัว

อีกทั้งควรเร่งให้ภาคอุตสาหกรรมเข้าถึงไฟฟ้าสีเขียวผ่านมาตรการ Direct PPA เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและสนับสนุนเป้าหมาย Net Zero ทั้งนี้ จุดยืนสำคัญคือ การใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศเป็นเชื้อเพลิงช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยเฉพาะโรงไฟฟ้า CCGT และควรใช้ทรัพยากรก๊าซในประเทศให้เต็มศักยภาพ

รวมถึงเปิดทางให้แหล่งก๊าซใหม่ในอ่าวไทยเข้ามาช่วยลดการนำเข้า LNG เพราะไม่ต้องการให้ประเทศไทยพึ่งพา LNG มากเกินไป เนื่องจากราคามีความผันผวนและอาจกลายเป็นความเสี่ยงต่อค่าไฟฟ้า นอกจากนี้ ยังได้เสนอให้พิจารณาต่ออายุโรงไฟฟ้าเดิมแทนการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ เพื่อลดภาระจากสัญญาระยะยาวและต้นทุนที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต

TDRI แนะต่ออายุโรงไฟฟ้าเก่า

ดร.อารีพร อัศวินพงศ์พันธ์ นักวิชาการนโยบายพลังงาน สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศ (TDRI) กล่าวว่า แม้จะเห็นด้วยกับทิศทางของแผน แต่เสนอว่าควรเร่งสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนให้สูงขึ้นในช่วงปี 2030-2037 มากกว่าที่ร่างแผนกำหนด เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าสะอาดของภาคอุตสาหกรรม การแข่งขันทางการค้า และมาตรการด้านคาร์บอนของต่างประเทศ พร้อมทั้งสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านจากระบบไฟฟ้าแบบรวมศูนย์ไปสู่ระบบกระจายศูนย์ (Partial Distribution) ที่เปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นทั้งผู้ผลิต ผู้กักเก็บ และผู้แลกเปลี่ยนพลังงานได้

ดังนั้น ทางเลือกที่ 4 เป็นทางเลือกที่สมดุลมากที่สุด เป็นทางเลือกที่เหมาะสมโดยเฉพาะเมื่อประเทศไทยมีความต้องการใช้ไฟฟ้ารูปแบบใหม่จาก Data Center และ AI ซึ่งต้องการทั้งไฟฟ้าที่สะอาดและมีความมั่นคงสูง อีกเหตุผลคือ การรักษาโรงไฟฟ้าฐานเดิมเอาไว้ช่วยลดความเสี่ยงการเกิด Stranded Asset เพราะไทยมีโรงไฟฟ้าและสัญญา PPA เดิมที่มีอายุ 20-25 ปี หากเปลี่ยนผ่านเร็วเกินไปอาจทำให้เกิดสินทรัพย์ที่ไม่ได้ใช้งานเต็มประสิทธิภาพ จึงควรบริหารโรงไฟฟ้าเดิมให้เหมาะสมและหากลงทุนโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่ควรหลีกเลี่ยงการทำสัญญาระยะยาวแบบเดิม

ขณะที่อัตราค่าไฟที่แบบจำลองประเมินไว้ประมาณ 3.83-3.89 บาทต่อหน่วย อาจยังไม่สะท้อนต้นทุนแฝงทั้งหมด โดยเฉพาะต้นทุน RE Integration ความเสี่ยงจาก LNG ต้นทุน CCS และต้นทุนของ SMR หากเทคโนโลยีไม่สามารถทำต้นทุนได้ตามสมมติฐาน ตัวเลขค่าไฟในอนาคตอาจสูงกว่าที่ประมาณการไว้

โรงไฟฟ้าก๊าซใช้เพื่อความมั่นคง

นายธวัชชัย สำราญวานิช กรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) หรือ EGCO กล่าวว่า ทุกทางเลือกยังจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติควบคู่กับพลังงานหมุนเวียน เพื่อทำหน้าที่รักษาความมั่นคงและความยืดหยุ่นของระบบไฟฟ้า แต่ทางเลือกที่ 4 เป็นทางสายกลางที่เหมาะสม แม้จะยอมรับว่าต้นทุนเป็นปัจจัยสำคัญและทุกฝ่ายย่อมต้องการทางเลือกที่มีต้นทุนต่ำที่สุด แต่เมื่อแผนมีระยะยาวถึง 25 ปี ความไม่แน่นอนทั้งด้านเทคโนโลยี ราคาเชื้อเพลิง และความต้องการใช้ไฟฟ้าทำให้ไม่สามารถตัดสินจากต้นทุนในวันนี้เพียงอย่างเดียว

ในขณะเดียวกันภาคเอกชนควรเตรียมพร้อมสำหรับทุกเทคโนโลยีที่อยู่ใน PDP 2026 ทั้งพลังงานหมุนเวียน โรงไฟฟ้าก๊าซ CCS ระบบกักเก็บพลังงาน และเทคโนโลยีใหม่ ๆ เพราะในช่วงที่นโยบายยังไม่ชัดเจนการเตรียมความพร้อมไว้หลายทางจะทำให้สามารถคว้าโอกาสลงทุนได้ทันที

อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้าก๊าซในอนาคตจะต้องเปลี่ยนจากการเดินเครื่องต่อเนื่องเป็นหลักไปเป็น Flexible Capacity ที่สามารถเพิ่มหรือลดกำลังผลิตได้ตามสถานการณ์ โดยโรงไฟฟ้าใหม่อาจต้องสามารถลด Minimum Generation จากระดับประมาณ 60% ของกำลังผลิตลงมาเหลือราว 30% เพื่อเปิดพื้นที่ให้พลังงานหมุนเวียนเข้าระบบได้มากขึ้น 

ศาสตราจารย์ ดร.พรายพล คุ้มทรัพย์ นักวิชาการอิสระด้านเศรษฐศาสตร์และพลังงาน กล่าวว่า เมื่อประเมินทั้งต้นทุนและความเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ทางเลือกที่ 3 น่าสนใจที่สุด เพราะเมื่อคำนวณต้นทุนในรูปแบบมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (Net Present Value) แล้วอยู่ที่ประมาณ 3.85 บาทต่อหน่วย ต่ำที่สุดในทุกกลุ่มและยังมีสัดส่วนพลังงานสีเขียวสูงที่สุด พร้อมลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้มากที่สุด

อย่างไรก็ตาม ตัวเลขต้นทุนของแผนอาจประเมินต่ำเกินจริงโดยเฉพาะเทคโนโลยี SMR และ CCS เช่น SMR ที่คาดว่าต้นทุนไฟฟ้าในอีก 10 ปีข้างหน้าอยู่ราว 2-2.50 บาทต่อหน่วย และ CCS ที่กำหนดต้นทุนประมาณ 135 ดอลลาร์ต่อตัน อาจเป็นสมมติฐานที่ต่ำเกินไป  ขณะที่ Green Hydrogen ถูกให้ความสำคัญน้อยเกินไป ทั้งที่มีโอกาสเป็นเทคโนโลยีสำคัญในอนาคต 

เอกชนเห็นโอกาสลงทุนใหญ่

นายชัยชวิน ตันติยันกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหารกลุ่มธุรกิจพลังงานภูมิภาคอาเซียน บริษัท กัลฟ์ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) กล่าวว่า PDP 2026 กำลังเปลี่ยนจากระบบที่ภาครัฐเป็นผู้กำหนดโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าเป็นหลัก ไปสู่การเปิดกว้างให้ผู้ใช้ไฟและภาคเอกชนเข้ามามีส่วนร่วมมากขึ้น ในมุมของนักลงทุนมองว่านี่เป็นกรอบใหญ่และเป็นโอกาสทางธุรกิจ ทั้งการผลิตไฟขายเข้าระบบ การขายไฟผ่าน Direct PPA และธุรกิจพลังงานรูปแบบใหม่

โดยเฉพาะจากความต้องการไฟฟ้าของ Data Center ซึ่ง PDP ประเมินไว้ราว 6,000-8,000 เมกะวัตต์  ขณะที่นักลงทุนจำเป็นต้องใช้แนวคิด Mix and Match เลือกเทคโนโลยีและแหล่งพลังงานให้เหมาะกับความต้องการของลูกค้า เนื่องจาก Solar, Wind, Biomass และพลังงานประเภทอื่นมีต้นทุนและข้อจำกัดแตกต่างกัน

นายนพเดช กรรณสูต ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ธุรกิจในประเทศไทย มาเลเซีย และโซลูชั่นธุรกิจอุตสาหกรรม บริษัท บี.กริม. เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) กล่าวว่า ทางเลือก 4 แม้ส่วนตัวต้องการเห็นระบบไฟฟ้าที่เป็น Green มากขึ้น แต่เห็นว่าการลดคาร์บอนต้องเดินควบคู่กับการบริหารความเสี่ยง โดยเฉพาะเรื่องความมั่นคงของระบบ และ Energy Transition ต้องเกิดขึ้นอย่างเป็นรูปธรรม

โดยต้องสร้างสมดุลระหว่างความมั่นคง ความสะอาด ราคาที่เป็นธรรม และความสามารถในการแข่งขันของภาคอุตสาหกรรม พร้อมเสนอให้ประเทศไทยใช้โครงสร้างพื้นฐานและทรัพยากรที่มีอยู่ให้เต็มประสิทธิภาพก่อน แนวทางดังกล่าวรวมถึงการยืดอายุโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ การใช้ Biomass และ Biogas ที่มีในประเทศให้เต็มศักยภาพ สำหรับ LNG ไม่ควรมองเป็นผู้ร้าย โดยหากอยู่ในภาวะตลาดปกติ LNG เป็นทางเลือกที่มีราคาสมเหตุสมผลและช่วยสนับสนุนการลงทุนและเศรษฐกิจได้ 

“ทิศทางที่รัฐบาลกำลังดำเนินการถือว่ามาถูกทาง โดยเฉพาะการให้ทุกภาคส่วนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดทำแผน PDP ซึ่งการรับฟังความคิดเห็นถือเป็นสัญญาณที่ดีต่อการพัฒนาระบบพลังงานของประเทศ”