เศรษฐกิจ
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน เปิดเวทีรับฟังความเห็น ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569-2593 (PDP 2026) โดยเป็นร่างที่ปรับปรุงขึ้นมาใหม่ หลังในช่วง 2 ปีที่ผ่านมา ร่าง PDP 2024 ฉบับก่อนหน้านี้มีปัญหาในเรื่องรายละเอียดและทำให้เกิดเสียงวิพากษ์วิจารณ์อย่างหนัก จนทำให้ สนพ. ต้องนำกลับมาปรับปรุงและเริ่มร่างแผนใหม่อีกครั้งในปี 2568
ปรับค่าพยากรณ์ใช้ไฟ ลด GDP-รถ EV
ในร่างแผน PDP 2026 มีการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า หลังมีการรับฟังความเห็น 24 มี.ค. 69 โดยมีการทบทวนสมมติฐานสำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ การเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) จำนวนรถยนต์ไฟฟ้า (EV) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP)
การปรับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า สำหรับร่างแผน PDP 2026
ด้าน GDP ประมาณการเดิมใช้อัตราการเติบโตเฉลี่ย 2.56% ต่อปี ซึ่งสูงเกินไปและไม่สะท้อนภาวะเศรษฐกิจที่แท้จริง จึงปรับมาใช้ข้อมูลล่าสุดของสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ณ วันที่ 1 พ.ค. 2569 ส่งผลให้ GDP เฉลี่ยในช่วงปี 2568-2593 ลดลงเหลือ 2.49% ต่อปี
ขณะที่สมมติฐานจำนวนรถยนต์ไฟฟ้า (EV) ถูกปรับลดลง หลังมีข้อเสนอแนะว่าประมาณการจำนวนรถ EV สะสมในปี 2593 สูงเกินจริง และควรคำนึงถึงอายุการใช้งานของรถด้วย จึงปรับยอดรถ EV สะสมในปี 2593 จากเดิม 28.47 ล้านคัน เหลือ 26.20 ล้านคัน
ส่วน แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) มีการปรับรายละเอียดให้ชัดเจนขึ้น โดยแยกมาตรการอนุรักษ์พลังงานออกเป็น 5 สาขาหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม อาคาร บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และไฟฟ้า พร้อมปรับประมาณการผลประหยัดพลังงานให้สอดคล้องกับสมมติฐาน GDP ชุดใหม่
ขณะเดียวกันยังปรับรูปแบบการประเมินผลประหยัดพลังงาน (EE Saving Profile) หรือรูปแบบการลดใช้ไฟฟ้า ให้สะท้อนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าจริง (Load Profile) ตามประเภทของวัน ทั้งวันจันทร์-ศุกร์ วันเสาร์ วันอาทิตย์ วันหยุดราชการ และวันที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak)
สมมติฐานทั้ง 3 ส่วนนี้จะถูกนำไปใช้ประกอบการประเมินความต้องการใช้ไฟฟ้าในระยะยาวของ PDP 2026 ซึ่งจะกำหนดว่าประเทศต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเท่าไรในอนาคตข้างหน้า
เปลี่ยนเวลาใช้ไฟฟ้าสูงสุดเป็น 3 ทุ่ม
การคำนวณความต้องการใช้ไฟฟ้า จะใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ากรณีฐาน (BAU) เป็นสมมติฐานในการคำนวณ PDP 2026 มีการปรับสมมติฐานจาก PDP 2024 ใน 5 ปัจจัย ประกอบด้วย กรอบเวลาพยากรณ์จากเดิมปี 2565-2580 เป็นปี 2569–2593 ปรับอัตราการเติบโต GDP เฉลี่ยจาก 3.1% เหลือ 2.49% ต่อปี ปรับอัตราเติบโตของประชากรจาก 0.04% เป็นติดลบ 0.21% การแบ่งพื้นที่จาก 5 ภูมิภาค เพิ่มเป็น 7 ภูมิภาค และการปรับช่วงเวลาความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของระบบจากเดิมราว 14.30 น. มาอยู่ในช่วงกลางคืนราว 21.00 น.
ความต้องการไฟฟ้ากรณีฐาน (BAU) ของระบบ 3 การไฟฟ้าในร่าง PDP 2026
เมื่อปรับสมมติฐานดังกล่าว ส่งผลให้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ากรณีฐาน (BAU) ของระบบ 3 การไฟฟ้าใน PDP 2026 ลดลงจาก PDP 2024 ทั้งในด้านปริมาณพลังงานไฟฟ้าและความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด สอดคล้องกับแนวโน้มเศรษฐกิจที่ขยายตัวช้าลงและจำนวนประชากรที่ลดลง
โดยในปี 2580 PDP 2026 คาดว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าจะอยู่ที่ 303,092 ล้านหน่วย ลดลง 7.9% จาก PDP 2024 ที่ 329,107 ล้านหน่วย ขณะที่ Peak คาดว่าจะอยู่ที่ 48,041 เมกะวัตต์ (MW) ลดลง 4% จากเดิมที่คาดไว้ 50,066 MW
ทั้งนี้ ในระยะยาวยังคงมีความต้องการใช้ไฟฟ้าแนวโน้มสูงขึ้น โดยในปี 2593 คาดว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าจะเพิ่มเป็น 402,063 ล้านหน่วย และความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดเพิ่มเป็น 63,688 MW
PDP 2026 หั่นคาดการณ์ใช้ไฟปี’80 แต่ระยะยาวยังพุ่ง
ค่า BAU เป็นเพียงค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแนวโน้มปัจจัยพื้นฐานของประเทศ แต่การจัดทำ PDP 2026 ยังต้องนำความต้องการใช้ไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) มารวมในการคำนวณด้วย ได้แก่ รถ EV ดาตาเซนเตอร์ โครงการ EEC รถไฟความเร็วสูง รถไฟฟ้า MRT และนิคมอุตสาหกรรมใหม่ ก่อนหักผลจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน (EEP) และการผลิตไฟฟ้าใช้เอง (IPS) เพื่อให้ได้ค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าที่นำไปใช้ประกอบการจัดทำแผน PDP 2026 หรือค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณี BASE
กราฟแสดงแนวโน้มค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณี BASE ของทั้ง 3 การไฟฟ้า
เมื่อรวม New Demand และหักลบกับ EEP แล้ว ส่งผลให้ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณี BASE ของทั้ง 3 การไฟฟ้าภายใต้ PDP 2026 ในด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดปี 2580 อยู่ที่ 322,302 ล้านหน่วยลดลง 4% จาก PDP 2024 ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ในปี 2580 คาดว่าอยู่ที่ 54,192 เมกะวัตต์ ลดลง 0.6% จาก PDP 2024
อย่างไรก็ตาม ความต้องการใช้ไฟฟ้าแนวระยะยาวยังมีแนวโน้มสูงขึ้น โดยในปี 2593 คาดว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าจะเพิ่มเป็น 366,945 – 414,966 ล้านหน่วย และความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดเพิ่มเป็น 74,145 – 79,696 เมกะวัตต์
โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) กำหนดไม่เกิน 1 วันต่อปี
การจัดทำ PDP ยังต้องประเมินว่า ระบบไฟฟ้ามีกำลังผลิตเพียงพอและสามารถจ่ายไฟได้อย่างต่อเนื่องหรือไม่ โดยPDP 2026 ปรับหลักเกณฑ์ประเมินความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยยกเลิกการใช้ Reserve Margin แบบเดิม ซึ่งพิจารณาจากกำลังผลิตสำรองเทียบกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด มาเป็นใช้ดัชนี LOLE ที่ประเมินความเสี่ยงจากกำลังผลิตไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าตลอดทั้งปี เพื่อให้สอดคล้องกับพลังงานหมุนเวียนที่ผันผวนตามสภาพอากาศมากขึ้น
โดยเกณฑ์ LOLE จากเดิมไม่เกิน 0.7 วันต่อปี เป็นไม่เกิน 1 วันต่อปี กล่าวคือ ยอมให้มีความเสี่ยงไฟฟ้าไม่พอใช้ได้ไม่เกิน 1 วันต่อปี
4 ทางเลือก เพิ่มพลังงานหมุนเวียน
สำหรับช่วง 12 ปีแรกของ PDP 2026 ระหว่างปี 2569-2580 ทุกทางเลือกของแผนจะใช้โครงสร้างกำลังผลิตชุดเดียวกัน โดยเพิ่มกำลังผลิตใหม่รวม 50,900 เมกะวัตต์ ทั้งโรงไฟฟ้าก๊าซ โซลาร์ พลังงานลม โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก และระบบกักเก็บพลังงาน ส่งผลให้ในปี 2580 ประเทศมีกำลังผลิตสะสมรวม 115,632 MW ขณะที่ทุกทางเลือกยังผ่านเกณฑ์ความมั่นคง LOLE และมีผลต่ออัตราค่าไฟในระดับเดียวกัน ก่อนที่แนวทางของแต่ละกรณีจะเริ่มแตกต่างกันหลังปี 2580
อย่างไรก็ตาม หลังปี 2580 แนวทางของแต่ละกรณีจะเริ่มแตกต่างกัน โดยในช่วงปี 2581-2593 จะจัดสรรกำลังผลิตใหม่เพื่อมุ่งสู่พลังงานสะอาดและลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกกว่า 70% ให้สอดคล้องกับเป้าหมาย Net Zero พร้อมกำหนดให้มีสัดส่วนพลังงานสะอาดไม่น้อยกว่า 65% จากพลังงานหมุนเวียน พลังงานนิวเคลียร์ และระบบกักเก็บพลังงาน
เทียบ 4 กรณี สัดส่วนการผลิตไฟฟ้า (Fuel Mix) ในปี 2593
ทั้งนี้ PDP 2026 พิจารณาไว้ทั้งหมด 4 กรณี ประกอบด้วย 1 กรณีฐาน (Base Case) และ 3 ทางเลือกสำหรับการเปลี่ยนผ่านสู่ Net Zero หลังปี 2580 ได้แก่
- กรณี 2 สัดส่วนพลังงานเท่ากับ กรณี 1 แต่เพิ่มเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS)
- กรณี 3 ใช้ พลังงานหมุนเวียน (RE) เป็นแกนหลัก
- กรณี 4 ใช้แนวทาง ผสมผสานทั้งพลังงานหมุนเวียนและ CCS
หากพิจารณาด้านการปล่อยก๊าซเรือนกระจก พบว่า กรณีที่ 1 และกรณีที่ 2 มีการปล่อยสูงสุดเท่ากันที่ 51.5 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO₂e) ขณะที่กรณีที่ 4 ลดลงเหลือ 39.9 MtCO₂e ส่วนกรณีที่ 3 มีการปล่อยต่ำที่สุดที่ 16.6 MtCO₂e ซึ่งต่ำกว่าเป้าหมาย Net Zero ในปี 2593 ซึ่งกำหนดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต้องไม่เกิน 19.1 MtCO₂e
เมื่อเปรียบเทียบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยปี 2570 – 2593 กรณี 2 จะแพงสุด 3.8859 บาทต่อหน่วย รองลงมากรณี 4 ที่ 3.8364 บาทต่อหน่วย กรณี 3 ที่ 3.8297 บาทต่อหน่วย และกรณี 1 ที่ 3.8267 บาทต่อหน่วย
4 ทางกรณี เปลี่ยนผ่านพลังงานสะอาด ตามเป้าหมาย Net Zero ปล่อยก๊าซเรือนกระจกในปี 2593 ไม่เกิน 19.1 MtCO₂e (ล้านตัน)
ต้นทุนพุ่ง 3.6 – 7 แสนล้านบาท
นอกจากนี้ยังมีต้นทุนแตกต่างกัน คือ ต้นทุนรองรับการเชื่อมต่อพลังงานหมุนเวียนเข้าสู่ระบบ (RE Integration Cost) ซึ่งจะเพิ่มขึ้นตามสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนที่สูงขึ้น
ในช่วงปี 2572-2593 ประเมินว่า กรณีที่ 1 และ 2 มีต้นทุนส่วนนี้เพิ่ม 360,000 ล้านบาท ขณะที่ กรณีที่ 4 ซึ่งใช้พลังงานหมุนเวียนควบคู่กับ CCS มีต้นทุนเพิ่มเป็น 500,000 ล้านบาท และกรณีที่ 3 ซึ่งใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นแกนหลัก มีต้นทุนสูงสุดประมาณ 700,000 ล้านบาท
เงินลงทุนดังกล่าวจะนำไปใช้เพื่อเสริมเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ต้องรองรับพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูง ทั้งการขยายและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า การติดตั้งระบบควบคุมแรงดันไฟฟ้า การเพิ่มระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ และการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย (Synchronous Condenser)
โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR เป้า 9,000 MW ตั้ง 5 ภูมิภาค
พลังงานหมุนเวียนที่ถูกหยิบขึ้นมาเป็นตัวเลือกแรกใน PDP 2026 คือ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เนื่องจากปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำและมีความเสถียรมากสุด สามารถผลิตไฟฟ้าได้ต่อเนื่อง โดยตามแผนให้เริ่มต้นโรงไฟฟ้า SMR แห่งแรกขนาด 300 MW ก่อนทยอยขยายกำลังผลิต รวมเป็น 9,000 MW กระจายใน 5 ภูมิภาคทั่วประเทศ แต่ยังไม่ระบุว่าที่ไหน
ทั้งนี้ การพัฒนาโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ต้องใช้เวลาเตรียมความพร้อมและก่อสร้างรวมมากกว่า 10 ปี ทั้งการเตรียมความพร้อมตามกรอบของทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) การกำกับดูแล ความปลอดภัย และกระบวนการก่อสร้างก่อนเดินเครื่องเชิงพาณิชย์
ดาตาเซนเตอร์ – รถ EV โจทย์หลัก PDP 2026
ประเสริฐ สินสุขประเสริฐ ปลัดกระทรวงพลังงาน ระบุว่า “วันนี้ที่รอคอย” หลังเคยเปิดรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2024 เมื่อปี 2567 แต่จากสถานการณ์และปัจจัยด้านพลังงานที่เปลี่ยนแปลงไป ทำให้กลับมาทบทวนอีกครั้งจนเป็นร่าง PDP 2026
ทั้งนี้ร่างแผนดังกล่าว คณะอนุกรรมการที่จัดทำได้พิจารณาทั้งเทคโนโลยี เงื่อนไขของประเทศ และความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น โดยพยายามสร้างสมดุลระหว่าง 3 เป้าหมายสำคัญ ได้แก่ ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ราคาพลังงานที่เหมาะสม และการเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาด รวมถึงออกแบบระบบให้มีความยืดหยุ่นต่อการเปลี่ยนแปลงในอนาคต
2 ฉากทัศน์ รับความต้องการใช้ไฟต่ำ-สูง จาก Data Center
หนึ่งในโจทย์สำคัญของ PDP 2026 คือความต้องการใช้ไฟฟ้าจากอุตสาหกรรมใหม่ โดยเฉพาะดาตาเซนเตอร์ (Data Center) และอุตสาหกรรมปัญญาประดิษฐ์ (AI) ที่มีผู้ประกอบการแสดงความสนใจเข้ามาลงทุนในประเทศไทยเพิ่มขึ้น ซึ่งธุรกิจเหล่านี้ต้องใช้ไฟฟ้าปริมาณมาก ขณะเดียวกันยังต้องการพลังงานสะอาดและระบบไฟฟ้าที่มีความมั่นคงสูง เพื่อรองรับเงื่อนไขด้านการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและเป้าหมาย Net Zero 2050
ขณะเดียวกัน ทิศทางของระบบไฟฟ้ายังต้องรองรับการเปิดเสรีมากขึ้น หลังคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีนโยบายขยายการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า (Direct PPA) จากกรอบเดิม 2,000 เมกะวัตต์ โดยไม่จำกัดเฉพาะกลุ่ม Data Center แต่เปิดทางให้อุตสาหกรรมที่ต้องการใช้พลังงานสะอาดสามารถซื้อไฟจากผู้ผลิตได้โดยตรง และใช้โครงข่ายของการไฟฟ้าผ่านระบบ Third Party Access (TPA) ได้มากขึ้น
นอกจากนี้ ภาครัฐยังมีนโยบายส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป (Solar Rooftop) ในภาคครัวเรือน ซึ่งจะทำให้การผลิตไฟฟ้าใช้เองและพลังงานหมุนเวียนในระบบเพิ่มขึ้น แต่อีกด้านก็สร้างความท้าทายต่อการบริหารโครงข่าย เนื่องจากพลังงานหมุนเวียนมีความผันผวนตามช่วงเวลา โดยปัจจุบันความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของระบบ 3 การไฟฟ้าในช่วง 2-3 ปีที่ผ่านมา ขยับไปอยู่ช่วงกลางคืนราว 21.00-22.00 น. เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าใช้เองและโซลาร์ช่วยลดความต้องการไฟฟ้าจากระบบในช่วงกลางวัน
อย่างไรก็ตาม การเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียน จำเป็นทำให้โครงข่ายไฟฟ้าต้องมีความแข็งแรงและยืดหยุ่นมากขึ้น เพื่อรองรับความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน อีกทั้งระบบไฟฟ้ายังต้องมีความมั่นคงที่จะสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ตลอด 24 ชั่วโมง
สำหรับร่างแผน PDP 2026 หลังจากผ่านรับฟังความคิดเห็นแล้ว คาดว่าจะสามารถทำแผนแล้วเสร็จภายใน 1-2 เดือน ก่อนจะพิจารณาและขออนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณา คาดภายในเดือน พ.ย. 2569
เนื้อหาที่เกี่ยวข้อง:
