กระทรวงพลังงานมีแผนนำไฮโดรเจนมาใช้ผลิตไฟฟ้าจากเดิมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นพลังงานหลัก โดย PDP 2024 มีเป้าหมายชัดเจนว่าจะนำไฮโดรเจนมาผสมกับก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลงในการผลิตไฟฟ้า
ในเบื้องต้น คาดว่าในช่วงปี 2030-2037 จะมีการใช้ไฮโดรเจนในโรงไฟฟ้า IPP SPP และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิต(กฟผ.) เริ่มตั้งแต่ 5% หรือราว 141-151 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นมูลค่ารวมราว 10,000-12,000 ล้านบาท ณ ระดับราคาไฮโดรเจนสีเขียวราว 2.5-2.6 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม
นอกจากนี้ จากการประเมินตามเป้าหมายของ กฟผ. ที่จะทยอยเพิ่มไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติไปจนถึง 75% หรือราว 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2050 พบว่า มูลค่าไฮโดรเจนจะอยู่ที่ราว 80,000 ล้านบาท ณ ระดับราคาไฮโดรเจนสีเขียวที่จะลดลงเหลือราว 1.25 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม
ร่าง PDP 2024 และเป้าหมายของ กฟผ. ในการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเป็นเชื้อเพลิงทดแทนก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2020-2050
สู่เป้าหมาย Carbon neutrality
คุณสมบัติเด่นของไฮโดรเจนที่มีการปล่อยคาร์บอนต่ำ จะช่วยให้การผลิตไฟฟ้าเข้าสู่เป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050
ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำถูกระบุให้เป็นแหล่งพลังงานใหม่ในการผลิตไฟฟ้าของไทย เนื่องจากเป็นเชื้อเพลิงสะอาด ที่มีการปล่อยคาร์บอนต่ำกว่าก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในไทย (Pool gas) ราว 3 เท่า
หากมีการใช้ไฮโดรเจนสีเขียวเป็นเชื้อเพลิงสูงสุด 75% ของปริมาณก๊าซที่ต้องใช้ในโรงไฟฟ้าในปี 2050 จะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลได้ไม่น้อยกว่า 42% จากปี 2023 ซึ่งจะช่วยให้ไทยบรรลุเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050 ได้
ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำกับต้นทุนผลิตไฟฟ้า
SCB EIC ประเมินว่า ในกรณีที่แย่ที่สุด การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในการผลิตไฟฟ้า จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าต่อหน่วยในปี 2040 สูงขึ้น 28% และ 5% ตามลำดับ
โรงไฟฟ้าจะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นตามสัดส่วนการผสมและราคาในแต่ละปี ตัวอย่างเช่น SCB EIC พบว่า การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 1.5% ในปี 2030-2037 จะส่งผลต่อต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 9% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยสูงขึ้น 1.6-1.7% ในขณะที่การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 20% ในปี 2040 จะทำให้ต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 28% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 5.4%
ส่วนการผสมไฮโดรเจนสีเขียว 25% ในปี 2050 จะทำให้ต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 7% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 1.6% โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวเป็นผลมาจากราคาไฮโดรเจนที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติ และการสมมุติให้โรงไฟฟ้าไม่มีนโยบายเรื่องการลดคาร์บอนอย่างเป็นรูปธรรม
(ไฮโดรเจนสีเขียว (กรีนไฮโดรเจน) เป็นกระบวนการผลิตไฮโดรเจนโดยอิเล็กโทรลิซิส (Electrolysis) คือการแยกน้ำ (H20) ด้วยกระแสไฟฟ้าซึ่งจะได้ไฮโดรเจน (H2) และออกซิเจน (O2) โดยไฟฟ้าที่ใช้ในอิเล็กโทรไลเซอร์จำเป็นต้องมาจากพลังงานสะอาด เช่น ลมและโซลาร์เท่านั้นจึงจะนับเป็นกรีนไฮโดรเจนที่ไม่มีการปล่อยคาร์บอนในกระบวนการผลิตไฮโดรเจน)
การผลักดันให้เป็นเชื้อเพลิงหลักอย่างยั่งยืน
การผลักดันไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำให้เป็นเชื้อเพลิงหลักได้อย่างยั่งยืน จะต้องมีการ 1) ลดต้นทุนการผลิต 2) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบใหม่ที่ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถผลิตไฮโดรเจนสีเขียวได้เอง โดยอาศัยโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า และ 3) ผลักดันตลาดคาร์บอนเครดิต และระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
ต้นทุนไฮโดรเจนมีผลต่อการพิจารณาใช้สูงที่สุด โดยจากการประเมินต้นทุนที่จะทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าไม่ได้รับผลกระทบในระยะยาว ไฮโดรเจนสีเขียวในไทยควรจะมีราคาเฉลี่ยราว 8-9 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู (MMBTU) (0.9-1 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม)
ภาครัฐร่วมกับภาคเอกชนสามารถช่วยกันพัฒนาทั้งการลดต้นทุนผ่านโมเดลการผลิตรูปแบบใหม่ที่ทำให้ต้นทุนและค่าไฟฟ้าลดลง หรือภาครัฐควรมีนโยบายสนับสนุนกลไกการใช้คาร์บอนเครดิตและระบบการซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคบังคับ (Emission trading scheme, ETS)
