ต้นทุนพลังงานหมุนเวียนถูก ทางออกลดปล่อยคาร์บอน

ประเทศไทยตั้งเป้าหมายที่จะบรรลุความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี 2050 และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ ( Net-Zero )ภายในปี 2065 แต่จะสามารถบรรลุเป้าหมายได้ไทยต้องเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอากมากขึ้น

เมื่อไม่นานมานี้  JustPow ซึ่งเป็นองค์กรที่ทำงานด้านข้อมูล องค์ความรู้ การสื่อสารในด้านพลังงานและสิ่งแวดล้อม จัดงานเปิดตัวรายงาน Thailand: Turning Point for a Net-Zero Power Grid ซึ่งจัดทำโดย BloombergNEF (BNEF)

BloombergNEF (BNEF) ซึ่งเป็นหน่วยวิจัยเชิงกลยุทธ์เรื่องพลังงานสะอาด การขนส่งขั้นสูง อุตสาหกรรมดิจิทัล ผลิตภัณฑ์ทางนวัตกรรม นำเสนองานวิจัย Thailand: Turning Point for a Net-Zero Power Grid ซึ่งเป็นเนื้อหาเรื่องต้นทุนพลังงานของประเทศไทย ซึ่งรายงานดังกล่าวจะแสดงถึงต้นทุนพลังงานของไทยจากเชื้อเพลิงต่างๆ ทั้งในปัจจุบันและคาดการณ์ไปสู่อนาคต

เนื้อหาที่สำคัญในรายงานฉบับนี้ชี้ให้เห็นว่า ปี 2025 ต้นทุนพลังงานเฉลี่ยต่อหน่วย (LCOE) สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ใหม่ในประเทศไทยอยู่ที่ 33-75 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (0.91-2.06 บาท/MWh) ซึ่งต่ำกว่าต้นทุนของโรงไฟฟ้าก๊าซ (CCGT) แห่งใหม่ (79-86 ดอลลาร์สหรัฐ/MWh) และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (74-96 ดอลลาร์สหรัฐ/MWh)

แนะเพิ่มพลังงานหมุนเวียนในแผน PDP

ภายใต้ร่างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (ร่าง PDP2024) ซึ่งวางแผนที่จะเพิ่มโรงไฟฟ้าก๊าซ (CCGT) อีก 6.3 กิกะวัตต์ รายงานBNEF มองว่าไทยไม่ควรสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพิ่มอีก เพราะจะทำให้ค่าไฟฟ้าแพงขึ้นไปอีก และ ต้องพึ่งพาการนำเข้า LNG มากขึ้นเรื่อยๆ และควรทยอยเลิกโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่มีอยู่แล้วให้สอดคล้อง

ขณะที่ควรสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพิ่มขึ้น โดยชี้ว่าการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเป็นแนวทางที่คุ้มค่าที่สุด โดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ระดับสาธารณูปโภคเป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าจำนวนมากแห่งใหม่ที่ถูกที่สุดในประเทศไทยแล้ว

รวมไปถึงโรงไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ที่ติดตั้งพร้อมแบตเตอรี่เก็บไฟ 4 ชั่วโมง ซึ่งมีต้นทุนพลังงานเฉลี่ยต่อหน่วย (LCOE) ต่ำกว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ในประเทศไทยแล้ว และคาดการณ์ว่า LCOE จะลดลงเหลือ 44-80 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงภายในปี 2030 และ 29-57 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงภายในปี 2050

นอกจากนี้ยังชี้ว่าในการจัดการกับความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน ประเทศไทยสามารถใช้พลังงานน้ำสูบกลับและระบบกักเก็บพลังงานจากแบตเตอรี่ได้

ในส่วนของการลดการปลดปล่อยคาร์บอน ภายใต้แผนการเดินทางไปสู่ Net Zero ของประเทศไทย โดยในร่างแผน PDP2024 จะมีการนำเอาไฮโดรเจน 5% มาเผาร่วมกับก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าก๊าซ การใช้ระบบดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) นั้น

การนำเอาไฮโดรเจนและแอมโมเนียเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาแพงกว่าก๊าซและถ่านหิน เมื่อเทียบในหน่วยพลังงานที่เท่ากัน การพึ่งพาเชื้อเพลิงดังกล่าวอาจทำให้ราคาไฟฟ้าสูงขึ้น  นอกจากนี้ในการใช้ระบบดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) จะไม่ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิล แต่ มีค่าใช้จ่ายสูงกว่า   โดยการใช้ระบบ CCS มีราคาแพงกว่าพลังงานหมุนเวียนร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานจากแบตเตอรี่ในประเทศไทยอีกด้วย

ส่วนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) นั้น ส่วนประมาณการต้นทุนเทคโนโลยี SMRs ในปัจจุบันทั้งหมดสูงกว่าประมาณการต้นทุนสำหรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเดิม ทั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเดิมและ SMRs มีราคาแพงกว่าพลังงานหมุนเวียนที่เสริมด้วยระบบกักเก็บพลังงานอย่างมาก

รายงานBNEF  ได้นำเสนอเนื้อหาและรายละเอียดต้นทุนของพลังงานแต่ละประเภทดังนี้

โซลาร์เซลล์+แบตเตอรี่ ถูกกว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อน

•   โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งพร้อมแบตเตอรี่เก็บไฟ 4 ชั่วโมง มีต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) ต่ำกว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ในประเทศไทยแล้ว
• คาดการณ์ว่า LCOE จะลดลงเหลือ 44-80$/MWh ภายในปี 2030 และ 29-57$/MWh ภายในปี 2050

โรงไฟฟ้าพลังงานลม

• โรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบก จะสามารถแข่งขันด้านราคากับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนได้ภายในปี 2030
• โรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบก จะสามารถแข่งขันทางเศรษฐกิจได้เมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้าถ่านหินแห่งใหม่ในช่วงทศวรรษนี้ แม้ว่าความเร็วลมที่ต่ำในพื้นที่ส่วนใหญ่ของประเทศไทยจะจำกัดพื้นที่ที่มีความเหมาะสมสำหรับการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบกก็ตาม
• โรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบกที่ติดตั้งพร้อมแบตเตอรี่เก็บไฟ 4 ชั่วโมง คาดว่าจะสามารถแข่งขันด้านราคา กับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ได้ภายในปี 2040
• คาดการณ์ว่า LCOE จะลดลงเหลือ 94-126$/MWh ภายในปี 2030 และ 62-80$/MWh ภายในปี 2050

พลังงานแสงอาทิตย์แห่งใหม่ถูกกว่าโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอยู่

•  ในระยะยาว การสร้างโรงไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ใหม่ในไทย มีต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) ต่ำกว่า ต้นทุนส่วนเพิ่มระยะสั้น (Short Run Marginal Cost หรือ SRMC) – ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มอีกหนึ่งหน่วย ของโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอยู่แล้ว และถูกกว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินนิดหน่อย
• ปี 2026 LCOE พลังงานแสงอาทิตย์+แบตเตอรี่ จะมีราคาถูกกว่า SRMC ของก๊าซ
• ปี 2034 LCOE พลังงานลม จะมีราคาถูกกว่า SRMC ของก๊าซ

พลังงานน้ำสูบกลับ ต้นทุนเริ่มต้นที่สูง

ปัจจุบัน ประเทศไทยมีโรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับที่ดำเนินการอยู่ 3 แห่ง  คือ เขื่อนลำตะคองชลภาวดี เขื่อนภูมิพล และเขื่อนศรีนครินทร์ โดยมีระบบกักเก็บพลังงานสี่ชั่วโมง และมีกำลังผลิตรวม 1.5 กิกะวัตต์/6.0 กิกะวัตต์ชั่วโมง กฟผ. กำลังดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้

สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับเพิ่มเติมอีกสามแห่ง ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของเป้าหมายเบื้องต้นของประเทศที่จะเพิ่ม 2.5 กิกะวัตต์/19.8 กิกะวัตต์ชั่วโมง ภายในปี 2037 ภายใต้ PDP2024 ฉบับร่าง

พลังงานน้ำแบบสูบกลับมีปัญหาคล้ายกับพลังงานน้ำแบบเดิม เช่น ต้นทุนเริ่มต้นที่สูง, กระบวนการอนุมัติและพัฒนานาน, ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม, และข้อจำกัดเรื่องพื้นที่ตั้ง นอกจากนี้ พลังงานน้ำแบบสูบกลับก็ยังเสี่ยงต่อปัญหาภัยแล้ง เหมือนกับพลังงานน้ำทั่วไป

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนสำหรับไฮโดรเจนและแอมโมเนีย

ประเทศไทยวางแผนที่จะผสมไฮโดรเจน 5% กับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซทั้งหมดภายในปี 2030  เนื่องจากไฮโดรเจนและแอมโมเนีย ไม่ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ระหว่างการเผาไหม้  ไม่มีคาร์บอนในเคมีโมเลกุล แต่มีความเสี่ยงและต้นทุนสูงกว่าพลังงานหมุนเวียน

ส่วนการทดสอบการเผาไหม้ร่วมแอมโมเนียที่โรงไฟฟ้าถ่านหินเชิงพาณิชย์ยังมีข้อจำกัดอยู่ที่แอมโมเนีย 20%   นอกจากนี้ความเป็นไปได้เชิงพาณิชย์ของการเผาไหม้ร่วมแอมโมเนียในอัตราส่วนที่สูงกว่า 20% ยังมีความไม่แน่นอนสูง

การเผาไหม้ไฮโดรเจนสีเทาปล่อยคาร์บอนสูงกว่าก๊าซ

การใช้ไฮโดรเจนและแอมโมเนียมาผลิตไฟฟ้าให้ลดโลกร้อนได้จริงๆ ต้องใช้ในสัดส่วนที่สูงมาก และไฮโดรเจนกับแอมโมเนียที่เอามาใช้ก็ต้องผลิตแบบสะอาดด้วย ( เช่น ไฮโดรเจนสีเขียวจากพลังงานสะอาด หรือไฮโดรเจนสีน้ำเงินที่มีการดักจับคาร์บอน)

ถ้าใช้ไฮโดรเจนสีเทาที่ผลิตจากเชื้อเพลิงฟอสซิลแบบธรรมดา จะปล่อย CO2 มากกว่าเผาก๊าซธรรมชาติโดยตรงอีก

นอกจากนี้ การเอาไฮโดรเจนกับแอมโมเนียมาผสมเผา อาจจะทำให้เกิดมลพิษทางอากาศมากขึ้น เนื่องจากต้องเผาไหม้ที่อุณหภูมิสูง ทำให้เกิดก๊าซไนโตรเจนออกไซด์ (NOx) ซึ่งเป็นอันตรายต่อสิ่งแวดล้อม และยังปล่อยก๊าซไนตรัสออกไซด์ (N2O) ซึ่งเป็นก๊าซเรือนกระจกที่ร้ายแรงกว่า CO2 หลายเท่าตัว มีค่าศักยภาพในการทำให้เกิดภาวะโลกร้อน (GWP) มากกว่าก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 273 เท่าในช่วงเวลา 100 ปี

ดังนั้น โรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ได้รับการปรับปรุงสำหรับการเผาไหม้ไฮโดรเจนหรือแอมโมเนียยังจำเป็นต้องมีการลงทุนในเทคโนโลยีเพื่อดักจับการปล่อยก๊าซ NOx และ N2O

พลังงานหมุนเวียนเป็นแนวทางลดคาร์บอน

การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนมีค่าใช้จ่ายสูงกว่าการใช้พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่ในปัจจุบัน เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โรงไฟฟ้าพลังความร้อนจะต้องได้รับการปรับปรุงสำหรับการเผาไหม้ไฮโดรเจนหรือแอมโมเนียอย่างน้อย 50% (อย่างน้อยครึ่งหนึ่งของพลังงานที่ใช้ทั้งหมด)

แม้ว่าประเทศไทยจะสามารถผลิตไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำได้ในราคาที่ค่อนข้างต่ำเมื่อเทียบกับประเทศอื่นๆ แต่ควรเก็บไฮโดรเจนไว้ใช้กับสิ่งที่ใช้ไฟฟ้าโดยตรงไม่ได้ หรือใช้ยาก เช่น เชื้อเพลิงสะอาดสำหรับรถบรรทุกขนาดใหญ่ รวมถึงภาคการบินและทางทะเล กระบวนการทางอุตสาหกรรมที่ใช้ความร้อนสูง และการผลิตเหล็กกล้า ปุ๋ย และสารเคมี

รายงาน BNEF วิเคราะห์ว่า การผลิตไฮโดรเจนสีเขียวในประเทศไทย โดยใช้ไฟฟ้าพลังน้ำที่นำเข้าจากลาว จะเป็นแหล่งไฮโดรเจนสะอาดที่ถูกที่สุด สำหรับประเทศไทย การวิเคราะห์นี้ตั้งอยู่บนสมมติฐานข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบันระหว่างไทยและลาว แต่เนื่องจากปริมาณการนำเข้าไฟฟ้าพลังน้ำมีจำกัด ปริมาณไฮโดรเจนสะอาดที่ผลิตด้วยวิธีนี้ก็จะถูกจำกัดเช่นกัน

หากใช้ไฟฟ้าพลังน้ำที่นำเข้าจากลาวทั้งหมดในการผลิตไฮโดรเจนสีเขียว ประเทศไทยจะสามารถผลิตไฮโดรเจนสีเขียวได้มากถึง 571,430 ตันต่อปี ซึ่งเพียงพอต่อเป้าหมายการผสมไฮโดรเจน 5% ของประเทศไทย ซึ่งจะต้องใช้ไฮโดรเจนสีเขียว 187,000 ตันต่อปี แต่ การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ได้จะน้อยกว่าการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำโดยตรง

การปรับปรุงโรงไฟฟ้าถ่านหิน ใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงร่วม

ภายในปี 2026 กฟผ. วางแผนที่จะปรับปรุงโรงไฟฟ้าแม่เมาะที่ใช้ลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง เพื่อรองรับการเผาไหม้ร่วมของถ่านหินและเม็ดไม้ 15% ในขณะที่ระดับการทดลองปัจจุบันอยู่ที่ 2% กฟผ. ประมาณการว่าต้องใช้เม็ดไม้อัด 200,000 ตันต่อปี

หากมีวัตถุดิบชีวมวลในประเทศไม่เพียงพอ จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ เช่น เวียดนาม อินโดนีเซีย และมาเลเซีย ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนการขนส่งสูงขึ้น

ประเทศไทยจะต้องพิจารณาจัดลำดับความสำคัญของวัตถุดิบชีวมวลที่มีอยู่อย่างจำกัดสำหรับการผลิตเชื้อเพลิงสะอาดเพื่อลดคาร์บอนในภาคการบินและการขนส่งทางเรือด้วย

การใช้การดักจับและกักเก็บคาร์บอน

การปรับปรุงโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ด้วยเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (Carbon Capture and Storage – CCS) จะไม่ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิล และมีค่าใช้จ่ายสูงกว่า

การวิเคราะห์ของ BNEF ชี้ให้เห็นว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือก๊าซที่สร้างใหม่พร้อมติดตั้ง CCS ตั้งแต่ต้น จะประหยัดที่สุด การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในอีก 15 ปีข้างหน้าจะมีราคาถูกกว่าการปรับปรุงในอีก 10 ปีข้างหน้าเล็กน้อย เนื่องจากคาดการณ์ว่าต้นทุน CCS จะลดลง แต่อาจก่อให้เกิดความเสี่ยงต่อแนวทางการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนจะยังคงดำเนินการโดยไม่มีการลดการปล่อยก๊าซเป็นเวลาอีกห้าปี

CCS ทั้งหมดในการวิเคราะห์ของ BNEF ยังมีราคาแพงกว่าพลังงานหมุนเวียนที่ติดตั้งร่วมกับแบตเตอรี่ในประเทศไทย

แม้ว่า CCS จะดูคุ้มกว่าการเอาแอมโมเนียมาเผาถ่านหิน หรือเอาไฮโดรเจนมาผสมก๊าซ แต่ไทยต้องดูด้วยว่า มีที่เก็บคาร์บอนใต้ดินพอไหม แล้วจะขนคาร์บอนที่จับได้จากโรงไฟฟ้าไปเก็บยังไง ที่สำคัญคือ ค่าใช้จ่ายจริงของ CCS ในไทยอาจจะแพงกว่าที่ BNEF ประเมินไว้เยอะ เพราะค่าเก็บคาร์บอนนอกชายฝั่งยังไม่แน่นอน

อ่านเนื้อหาที่เกี่ยวข้อง

• ขยะผลิตไฟฟ้ายังเสี่ยง เหตุมีไม่เพียงพอ-ปล่อยก๊าซเรือนกระจก
• จับตาแผนพลังงานปี 68 พัฒนาพื้นทีทับซ้อนไทย-กัมพูชา
• ไฮโดรเจน: จุดเปลี่ยนเกมในยุคพลังงานหมุนเวียน