
แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567-2580 หรือ PDP 2024 ไม่เพียงเป็นกรอบการทำงานที่สำคัญในการวางแผนการผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มมากขึ้น เพื่อให้สอดรับพฤติกรรมที่เปลี่ยนไปของผู้ใช้ไฟ แต่ยังเป็นการนำพาประเทศไทยเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาด และดึงดูดการลงทุนตามเทรนด์โลกที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียวจำนวนมาก เสริมศักยภาพธุรกิจให้สามารถแข่งขันในตลาดโลก
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แม่งานในการจัดทำ PDP ได้จัดสัมมนาเพื่อรับฟังความคิดเห็นร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยและร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติรอบแรกสำหรับราชการเมื่อสัปดาห์ที่ผ่านมา และจะทยอยรับฟังความเห็นจากเอกชนในภูมิภาคต่าง ๆ ทางออนไลน์เพื่อให้ได้ข้อสรุปก่อนเสนอระดับนโยบายเพื่อประกาศต่อไป
พีกไฟฟ้าปี’80 ทะลุ 5 หมื่น MW
หากโฟกัสเฉพาะการจัดทำ PDP ใหม่ จะมีหลักการสำคัญคือ พยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคตให้สอดคล้องกับการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจในระยะยาว โดยสมมุติฐานความต้องการไฟฟ้ากรณีปกติของประเทศ (BAU) จะอาศัยตัวเลขการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) จากสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2565 กำหนดค่าเฉลี่ยจีดีพี 3.1% ตั้งแต่ปี 2565-2580 และปริมาณจำนวนประชากร เมื่อสิงหาคม 2565 ค่าเฉลี่ยปี 2565-2580 อยู่ที่ 0.04%
ทั้งยังมีผลสำรวจข้อมูลรายละเอียดการใช้ไฟฟ้าในบ้านอยู่อาศัย ปี 2564 และโครงการสำรวจสภาวะเศรษฐกิจและสังคมของครัวเรือนปี 2562 และคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าส่วนเพิ่มกรณีที่มีรถไฟฟ้าความเร็วสูง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน ใน 6 หัวเมือง และยานยนต์ไฟฟ้า (อีวี) มาจัดทำคาดการณ์ค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (พีก) ปี 2580 จะอยู่ที่ 56,133 เมกะวัตต์ จากปัจจุบันที่ 36,792.1 เมกะวัตต์
5 เรื่องใหม่ใน PDP 2024
แผน PDP 2024 ฉบับใหม่นี้เปลี่ยนมาใช้ “ดัชนีโอกาสเกิดไฟดับ (Loss of Load Expectation) หรือ LOLE” เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดระดับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น คือจะเกิดไฟฟ้าดับในแต่ละช่วงเวลาตลอดหนึ่งปี โดยกำหนดในอัตราไม่เกิน 0.7 วันต่อปี หรือ 18 ชั่วโมงต่อปี
สาเหตุที่ใช้ LOLE เพราะปัจจุบันการผลิตไฟฟ้าและการใช้ไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงไป โดยมีความหลากหลายของประเภทโรงไฟฟ้า และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีสัดส่วนสูงขึ้น เกณฑ์ LOLE จะคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของแต่ละโรงไฟฟ้า
รวมทั้งลักษณะความต้องการใช้ไฟฟ้าและพิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าตลอดทุกช่วงเวลา จึงมีความเหมาะสมกว่าการใช้เกณฑ์เดิม Reserved Margin ที่พิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าครอบคลุมในทุกช่วงเวลา และไม่พิจารณาถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของแต่ละโรงไฟฟ้า
อีกเรื่องที่เปลี่ยนแปลง คือ การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ช่วงปี 2574-2580 ซึ่ง ณ ปลายแผนจะมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ตามแนวนโยบายของแผนพลังงานแห่งชาติ ควบคู่กับเป้าหมายการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคการผลิตไฟฟ้า จาก 100.9 ล้านตันในปี 2025 ให้เหลือ 67.7 ล้านตัน (NDC 40%) ในปี 2573 และลดลงจนเหลือ 41.5 ล้านตันในปี 2593 ตามเป้าหมายของประเทศที่ต้องการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนในปี 2593
รวมถึงมาตรการ Demand Response เป็นมาตรการส่งเสริมการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมใช้ไฟของผู้บริโภคจากรูปแบบการใช้ปกติ โดยคิดราคาค่าไฟแตกต่างตามช่วงเวลา เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand)
โดยกำหนดตามเป้าหมายในแผน Smart Grid 1,000 เมกะวัตต์ และมาตรการ Peak Reduction 1,000 เมกะวัตต์ ในการใช้ Distributed Energy Resource (DER) หรือแหล่งพลังงานแบบกระจายตัว เพื่อเป็นแหล่งพลังงานภายในระบบไมโครกริด อาทิ ระบบผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System : ESS)
และอีกหนึ่งพลังงานใหม่ คือ การผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้าในท่อก๊าซธรรมชาติต้นทางฝั่งตะวันออก โดยไฮโดรเจนจะมีสัดส่วนคิดเป็น 5% ของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า เริ่มตั้งแต่ปี 2573 เป็นต้นไป โดยเหตุผลที่กำหนดสัดส่วนไฮโดรเจนไว้ที่ 5% ในช่วงเริ่มต้นนั้น
เนื่องจากจะต้องมีการจัดหาไฮโดรเจนและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน นอกจากนี้ต้องให้ระยะเวลาในการปรับตัวของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สามารถเตรียมพร้อมต่อการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานและลดผลกระทบด้านค่าใช้จ่าย
นอกจากนี้ยังมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบโมดูลขนาดเล็ก (Small Module Reactor หรือ SMR) ที่ใช้แทนโรงไฟฟ้าฟอสซิล เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์รวมถึงลดเวลาในการก่อสร้าง เนื่องจากสามารถประกอบเบ็ดเสร็จจากโรงงานผู้ผลิตและสามารถใช้ได้หลากหลาย เหมาะกับพื้นที่ที่มีโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก หรือพื้นที่ห่างไกล อีกทั้งสามารถเพิ่มจำนวนโมดูลหรือเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าขึ้นได้ และโอกาสเกิดอุบัติเหตุลดลงเพราะไม่จำเป็นต้องใช้ไฟฟ้าในระบบระบายความร้อน
โครงสร้างพลังงานใหม่
ร่าง PDP 2024 ระบุว่า ในปี 2573 จะมีสัดส่วนพลังงานเชื้อเพลิงจากฟอสซิล 66.5% พลังงานหมุนเวียน 33% และพลังงานอื่น ๆ อีก 0.5% กำลังผลิตรวม 268,955 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง
แต่เมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2580 จะมีสัดส่วนพลังงานเชื้อเพลิงจากฟอสซิลลดลงเหลือ 47.6% โดยแบ่งเป็นก๊าซธรรมชาติ 41% ถ่านหินและลิกไนต์ 7%
ส่วนพลังงานหมุนเวียนเมื่อสิ้นสุดแผนจะมีสัดส่วนเพิ่มขึ้นเป็น 51% แบ่งเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ 16% พลังงานหมุนเวียนอื่น ๆ 16% พลังงานน้ำต่างประเทศ 15% พลังงานน้ำในประเทศ 2% และพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ (Floating Solar) 1% พลังงานนิวเคลียร์รูปแบบ SMR 1% และพลังงานอื่น ๆ อีก 0.4% กำลังผลิตรวม 335,592 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง
ซึ่งกำลังผลิตไฟฟ้าระบบ 3 การไฟฟ้า ปี 2580 รวม 112,391 เมกะวัตต์ โดยมีกำลังผลิตใหม่เพิ่มประมาณ 77,407 เมกะวัตต์ เนื่องจากความสามารถในการผลิตจริงของพลังงานหมุนเวียนอย่างพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมที่ประมาณ 30% จากกำลังผลิตเต็มประสิทธิภาพ ทำให้กำลังผลิตรวมขึ้นไปถึงแสนกว่าเมกะวัตต์ นอกจากนี้ยังมีกำลังผลิตที่ปลดออกจากระบบประมาณ 18,884 เมกะวัตต์
สำหรับสัดส่วนกำลังผลิตใหม่ แบ่งได้ดังนี้ โรงไฟฟ้าใหม่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน 34,851 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม 6,300 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (SMR) 600 เมกะวัตต์ การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ (ส่วนใหญ่จากลาว) 3,500 เมกะวัตต์ และอื่น ๆ อาทิ Demand Response และ V2G (ระบบชาร์จอีวีแบบสองทิศทาง AC Charger) 2,000 เมกะวัตต์ รวม 47,251 เมกะวัตต์
โดยมีโรงไฟฟ้าใหม่ในประเทศมี 2 กลุ่ม กลุ่มแรก คือ กลุ่มที่อยู่ระหว่างพิจารณาเปิดประมูล ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมภาคอีสาน 700 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมภาคใต้ 700 เมกะวัตต์ ส่วนอีกกลุ่มคือโรงไฟฟ้าที่อยู่ภายใต้การดูแลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้แก่ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 3 และชุดที่ 4 รวม 1,400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 5 และชุดที่ 6 รวม 1,700 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 3 รวม 700 เมกะวัตต์ รวมถึงโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR
นอกจากนี้ยังมีระบบกักเก็บพลังงาน ได้แก่ พลังน้ำแบบสูบกลับ 2,472 เมกะวัตต์ และระบบกักเก็บพลังงานแบบแบตเตอรี่ 10,485 เมกะวัตต์ รวมประมาณ 12,957 เมกะวัตต์
ค่าไฟ PDP ใหม่ 3.08 บาท
สำหรับ “ค่าไฟแผน PDP 2024” ซึ่งหลายคนอาจกังวลว่าการเพิ่ม RE จะทำให้ค่าไฟแพงนั้น ข้อเท็จจริงคาดว่าจะอยู่ที่ 3.8704 บาทต่อหน่วย เพิ่มขึ้นจากแผนก่อน 0.2335 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นผลจากสมมุติฐานราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงกว่า หากเทียบราคาทั้ง 2 แผน โดยใช้สมมุติฐานเดียวกันจะพบว่า แผนฉบับล่าสุดมีค่าไฟถูกกว่า 0.0775 บาทต่อหน่วย
RE ยังช้า พึ่งพา LPG มาก
แหล่งข่าวที่เข้าประชาพิจารณ์ PDP ในรอบราชการวันนี้ระบุว่า บรรยากาศมีผู้เสนอความเห็นน้อยราย ส่วนใหญ่เป็นคณะอนุกรรมาธิการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร เสนอความเห็นเป็นหลัก แต่ก็เป็นข้อเสนอ ความเห็นอย่างสร้างสรรค์
ทำให้การสื่อสารดูเป็นไปอย่างราบรื่น ทางฝ่ายฝั่งผู้นำเสนอร่างแผนก็ตอบรับดี ตั้งใจอธิบายอย่างเต็มที่ และขอรับ ข้อเสนอทั้งหมดไปพิจารณา โดยยืนยันในที่ประชุมว่า จะชี้แจง การพิจารณาข้อเสนอ ให้ครบทุกรายการ ทั้งในส่วนที่รับไปปรับปรุง และไม่รับ
โดยสรุป สำหรับข้อเสนอหลัก ๆ ในการรับฟังความเห็น วันแรกนี้ มีส่วนที่มองว่า การเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนยังช้าไป และน้อยไปมาก แต่สำหรับประชาชนทั่วไป ก็จะฟังแล้วเข้าใจไปว่า เราได้พลังงานสะอาดมากพอแล้ว
“การที่เรายังต้องพึ่งพา LNG มาก ๆ และไม่บริหาร Fuel Mix ให้เพียงพอ จะทำให้นำพาประเทศไปสู่ความเสี่ยงด้านความไม่มั่นคง ด้านราคาที่ผันผวน เพราะจะมีปริมาณนำเข้า LNG สูงมาก ซึ่งภาครัฐมักจะว่า พลังงานหมุนเวียนไม่มั่นคง แต่เป็นเรื่องการเข้าใจที่ยังไม่ลึกเพียงพอ และคลาดเคลื่อน เนื่องจากไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนบวกกับระบบกักเก็บพลังงาน (RE+ESS) ในยุคนี้ มีความมั่นคงสูง ราคาถูก และยั่งยืนมากกว่า LNG/Fossil”
ส่วนการทำแผนที่ยังไม่รองรับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) ได้เร็ว และมากพอ จะนำพาประเทศเข้าสู่ความเสี่ยงด้านเศรษฐกิจ และสังคม ทั้งทางตรงและทางอ้อม จึงสรุปได้ว่า ร่าง PDP 2024 ฉบับนี้ ยังมีความจำเป็นต้องปรับปรุงอยู่หลายจุด หากไม่ปรับจะมีความเสี่ยงที่จะนำพาประเทศให้เข้าสู่ความถดถอยมากกว่าที่เป็นอยู่
OCA กัมพูชา ไม่รวมใน Gas Plan 2024
การสัมมนารับฟังความคิดเห็นของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรอบแรก นอกจากแผน PDP แล้ว ยังเปิดรับฟังความเห็น “ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2567-2580” หรือ Gas Plan 2024 พร้อมกันด้วย
โดยจากการพยากรณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ตั้งแต่ปี 2567 ถึง 2580 พบว่า ปี 2573 ความต้องการก๊าซเพิ่มสูงสุดอยู่ที่ 4,945 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะลดลงต่อเนื่องจนเหลืออยู่ที่ 4,747 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยตัวเลขพยากรณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติในร่าง Gas Plan 2024 จะลดลงจาก Gas Plan 2018 แต่ยังคงอยู่ในช่วง 4,700 ถึง 4,800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ซึ่งเป็นผลจากการเพิ่มสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานสะอาดในภาคไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากเดิม 36% เป็น 51%
ซึ่งปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย แหล่งอ่าวไทยและแหล่งบนบก อิงปริมาณตาม DCQ และแหล่งที่น่าจะเป็นไปได้ (Potential Gas) ได้แก่ Potential A อยู่ระหว่างการรอลงนามสัญญา ดังนี้ Pailin B8/32 แหล่งอาทิตย์ส่วนเพิ่ม และ JDA-B-17 ส่วน Potential B อยู่ระหว่างดำเนินการ ประกอบด้วย JDA-A18 (ต่อ PSC) และยาดานา (ส่วนต่อสัมปทาน)
นอกจากนี้ ยังมีแหล่งก๊าซธรรมชาติในเมียนมา 3 แหล่ง ได้แก่ ยาดานา, เยตากัน และชเวติกา คงกำลังผลิตตามสัญญา ณ มิถุนายน 2566
ด้านการนำเข้า LNG ตามสัญญาปัจจุบันของ PTT Shipper และ Shipper รายอื่น โดย ปตท. ตามสัญญาระยะยาวปัจจุบัน 6.2 ล้านตันต่อปี รวมถึงพลังงานไฮโดรเจนสัดส่วน 5% เริ่มใช้ในการผลิตไฟฟ้าปี 2573 โดยประเมินว่าสัดส่วนการนำเข้า LNG ใน Gas Plan 2024 ลดลงจากฉบับเดิม เนื่องจากมีแหล่งก๊าซ Potential ในอ่าวไทยและเมียนมาเพิ่มขึ้น ประกอบกับมีการใช้พลังงานจากไฮโดรเจนอีกเล็กน้อย
ส่วนการจัดหาก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในประเทศ เช่น บริเวณพื้นที่ทับซ้อนไทยกัมพูชา (OCA) ยังไม่สามารถนำมาคำนวณร่วมกับแผนนี้ได้ เนื่องจากยังอยู่ในระหว่างการพูดคุย และต้องใช้ระยะเวลานานกว่าจะสามารถนำก๊าซมาใช้ได้
นอกจากนี้ ในอนาคตมีการพิจารณาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซเพิ่มเติม ทั้งส่วนของการรองรับการนำเข้า LNG ถังเก็บก๊าซและระบบส่งก๊าซ เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นในการบริหารจัดการและรองรับความต้องการใช้ในประเทศ ตลอดจนรองรับการเป็น Regional LNG Hub