เปิด “ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569-2593 หรือ PDP 2026” ช่วง 12 ปีแรก ( 2569–2580 ) ชู ก๊าซธรรมชาติ เป็นเชื้อเพลิงหลักในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โรงใหม่ ที่จะเข้าระบบ กว่า  9,100 เมกะวัตต์ ในขณะที่ เพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน และระบบแบตเตอรี่กักเก็บพลังงานมากขึ้นกว่าแผนเดิม  ท่ามกลางการยื่นหนังสือคัดค้านของกลุ่ม “เครือข่ายภาคประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้า”  ต่อกระบวนการรับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP2026 อยู่นอกห้องสัมมนา  

ทั้งนี้ สนพ.จะมีการเปิดรับฟังความเห็นโดยสามารถส่งหนังสือถึง สนพ. หรือผ่านช่องทางออนไลน์ ทาง Google Form https://forms.gle/Q2MQy8nRR4AUwqEQA ถึงวันที่ 15 กันยายน 2569  ก่อนนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เดือน ตุลาคม นี้ 

ร่าง PDP 2026” เป็นแผนที่จะถูกนำมาใช้อย่างเป็นทางการแทน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ซึ่งที่ผ่านมาได้มีความพยายามจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่มาอย่างต่อเนื่อง โดยมีการจัดทำแผน PDP 2024 ที่เดิมจะใช้ระหว่างปี 2567-2580 ซึ่งได้เปิดรับฟังความเห็นไปแล้ว แต่เนื่องจากต้องปรับแก้ไขหลายประเด็น ส่งผลให้เกิดความล่าช้ามากว่า 6 ปี และผ่านมือรัฐมนตรีพลังงานมาแล้ว 6 คน

สำหรับบรรยากาศเวทีการเปิดรับฟังความเห็นประชาชนในครั้งนี้มีผู้เข้าร่วมกว่า 300 คน โดยระหว่างการรับฟังความเห็นนั้น มีกลุ่ม “เครือข่ายภาคประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้า” ถือป้ายคัดค้านกระบวนการรับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP2026 อยู่นอกห้องสัมมนา เพื่อต้องการให้เปิดเผยข้อมูลอย่างละเอียดและจัดเวทีรับฟังความเห็นทุกภาค พร้อมยื่นหนังสือคัดค้านดังกล่าวกับนายพงศ์พล ยอดเมืองเจริญ โฆษกกระทรวงพลังงาน  อย่างไรก็ตามกลุ่มเครือข่ายดังกล่าว ไม่ได้รบกวนเวทีการเปิดรับฟังความเห็น PDP 2026 แต่อย่างใด

ดร.ประเสริฐ สินสุขประเสริฐ ปลัดกระทรวงพลังงาน เปิดเผยในการรับฟังความเห็นประชาชนต่อ “ร่าง PDP 2026”  ว่า สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะเปิดรับฟังความเห็นประชาชนเป็นเวลา 1 สัปดาห์ ผ่านเวทีรับฟังความเห็นในวันที่ 8 ก.ย. 2569 และผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เพื่อนำความเห็นทั้งหมดมาทบทวน ซึ่งคาดว่าประมาณเดือน ต.ค. 2569 จะจัดทำแผน PDP 2026 เสร็จ และจะนำเสนอต่อที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ก่อนเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาอนุมัติต่อไป โดยเบื้องต้นคาดว่าเดือน พ.ย. 2569 อาจจะได้ใช้แผน PDP 2026 ซึ่งราคาค่าไฟฟ้าตลอดแผนดังกล่าวจะไม่เกิน 3.88 บาทต่อหน่วย   

นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กล่าวว่า การจัดทำ PDP2026 เป็นการทบทวนทิศทางการพัฒนาระบบไฟฟ้าของประเทศให้สอดคล้องกับบริบทที่เปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว ทั้งความต้องการพลังงานสะอาดจากภาคอุตสาหกรรม การขยายตัวของ Data Center และ AI การเติบโตของการผลิตไฟฟ้าใช้เอง การเปลี่ยนผ่านสู่ยานยนต์ไฟฟ้า ตลอดจนกติกาการค้าระหว่างประเทศและเป้าหมายด้านการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งทำให้การวางแผนระบบไฟฟ้าในอนาคตจำเป็นต้องพิจารณามากกว่าการจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอ แต่ต้องสร้างระบบไฟฟ้าที่มีความยืดหยุ่น รองรับรูปแบบการผลิตและการใช้พลังงานที่หลากหลายมากขึ้น

นายสาร์รัฐ ประกอบชาติ รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ระบุว่า หัวใจของร่าง PDP 2026 ได้นำเสนอ 4 ทางเลือก ให้สาธารณชนพิจารณา ภายใต้เงื่อนไขการจำกัดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่แตกต่างกัน ประกอบด้วย

กรณีที่ 1 (Base Case): กรณีฐานตามกรอบปกติ เน้นความมั่นคงช่วงเปลี่ยนผ่าน ปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) 51.5 ล้านตัน สัดส่วนพลังงานสะอาด 65% และ ฟอสซิล 35% กำลังผลิตใหม่ 127.3 GW (กิกะวัตต์) และรวมปลายแผน 185.7 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8267 บาทต่อหน่วย

กรณีที่  2 (Net Zero by CCS): รักษาโครงสร้างเดิม ยกระดับเป้าหมายคาร์บอนต่ำด้วย CCS ปล่อย GHG 19.1 ล้านตัน (ดักจับ 32 ล้านตัน) สัดส่วนพลังงานสะอาด 65% และ ฟอสซิล 35% โดยมีกำลังผลิตใหม่และปลายแผนเท่ากับ Case 1 (127.3 / 185.7 GW) ต่างกันเพียงการเติม CCS และค่าไฟสูงสุดที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย

กรณีที่ 3 (Net Zero by RE): พลังงานสะอาดสูงสุด ปราศจาก CCS ปล่อย GHG เพียง 16.6 ล้านตัน สัดส่วนพลังงานสะอาดสูงถึง 89% และ ฟอสซิล 11% แต่ต้องลงทุนกำลังผลิตใหม่มากที่สุดที่ 194.8 GW และปลายแผน 253.1 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8297 บาทต่อหน่วย

กรณีที่  4 (Net Zero by RE & CCS): แผนผสมผสาน รักษาการใช้ก๊าซในประเทศ ควบคู่ RE และ CCS ปล่อย GHG 19.1 ล้านตัน (ดักจับ 21 ล้านตัน) สัดส่วนพลังงานสะอาด 73% และ ฟอสซิล 27% กำลังผลิตใหม่ 147.2 GW และปลายแผน 206.1 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8364 บาทต่อหน่วย

อย่างไรก็ตาม ในช่วง 12 ปีแรก (พ.ศ. 2569–2580) ทุกทางเลือกขับเคลื่อนบนโครงสร้างพื้นฐานเดียวกัน โดยมีกำลังผลิตใหม่รวม 50,900 เมกะวัตต์ (MW) เท่ากันทุกกรณี ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (CCGT) 9,100 เมกะวัตต์, โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 300 เมกะวัตต์, พลังงานแสงอาทิตย์ (Solar) 24,300 เมกะวัตต์, พลังงานลม (Wind) 2,700 เมกะวัตต์ และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) 14,500 เมกะวัตต์ ทำให้กำลังผลิตสะสม ณ ปี 2580 อยู่ที่ 115,632 เมกะวัตต์ ผ่านเกณฑ์ LOLE และมีอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทุกกรณี

การตัดสินใจเลือกเส้นทางที่แท้จริงจึงเกิดขึ้นในช่วงที่ 2 (2581–2593) เพื่อมุ่งสู่เป้าหมายพลังงานสะอาดปี 2593 โดยทุกทางเลือกกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาดขั้นต่ำ 65% ผ่านการใช้ CCS เป็นแกนขยายไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ไม่เสถียร ( VRE) ทดแทน CCS หรือผสมผสาน VRE และ CCS ซึ่งจะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ลงกว่า 70% จากฐานเดิม

ขณะที่ด้านต้นทุนบูรณาการพลังงานหมุนเวียน (RE Integration Cost) ในช่วงปี 2572–2593 พบว่า กรณีที่ 1 และ 2 ต้องลงทุนราว 360,000 ล้านบาท, กรณีที่ 4 ราว 500,000 ล้านบาท และ กรณีที่ 3 สูงสุดถึงราว 700,000 ล้านบาท เพื่อขยายและปรับปรุงระบบส่ง (TSU) ติดตั้ง STATCOM แบตเตอรี่เพิ่มเสถียรภาพ และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย (Synchronous Condenser)

ด้านการใช้ก๊าซธรรมชาติ ณ ปี 2593 กรณีที่ 1 และ 2 ยังพึ่งพาการนำเข้า LNG สูงถึง 2,455 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ซึ่งอยู่ในโซนความเสี่ยง ขณะที่กรณีที่ 4 อยู่ที่ 1,904 MMscfd (ใช้ก๊าซในประเทศเต็มศักยภาพ) และกรณีที่ 3 ลดการพึ่งพาก๊าซเหลือเพียง 794 MMscfd

เมื่อเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยปี 2570–2593 พบว่า กรณีที่ 3 มี ค่าไฟฟ้าฐาน (Base Cost) ต่ำสุดแต่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RE Cost) สูง ส่วนกรณีที่ 2 มีต้นทุน CCS เพิ่มขึ้นชัดเจน โดยทุกทางเลือกยังผ่านเกณฑ์ความมั่นคง LOLE ที่ไม่เกิน 1.0 วันต่อปีตลอดแผน

นอกจากนี้ในการขับเคลื่อนแผนกำหนดกลยุทธ์ “ปลดล็อคโครงสร้างพลังงาน สร้างฐานการผลิตสีเขียว” ผ่าน 2 ด้าน คือ Market Access ด้วยการเปิด Third Party Access (TPA) และ Direct PPA ให้ซื้อขายไฟฟ้าสีเขียวโดยตรง และ Market Enablers ด้วยการยกระดับสู่ Digital Grid ทั้งการติดตั้ง Smart Meter 100% สำหรับลูกค้ารายใหญ่ และการเปิดตลาดบริการใหม่ VPP และ DR

โดยมติ กพช. เมื่อ 15 ก.ค.  2569 ได้ขยายมาตรการ Direct PPA ผ่าน TPA ให้กลุ่มเป้าหมายทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ Data Center และพื้นที่ EEC ควบคู่กับการพัฒนาตลาด DR (เป้าหมาย 2,800 เมกะวัตต์ ในปี 2593) และ DER (9,100–11,200 เมกะวัตต์ สะสม) รวมถึงแผนขับเคลื่อนโรงไฟฟ้า SMR รวม 9,000 เมกะวัตต์  กระจาย 5 ภาคทั่วประเทศ (เริ่มต้น 300 เมกะวัตต์ ) และเทคโนโลยีคาร์บอนต่ำอื่น ๆ ทั้ง CCS (สมมติฐาน 135 USD/tCO₂) และเทคโนโลยีใหม่ 2,500–3,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2589–2593

อย่างไรก็ตาม ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากแผน PDP 2026 ครอบคลุม 4 มิติ ได้แก่ ความมั่นคง (ระบบไฟฟ้ายืดหยุ่นสูง), เศรษฐกิจ (ค่าไฟเฉลี่ยตลอดแผน 3.8 – 4.5 บาท/หน่วย), สิ่งแวดล้อม (ลดการปล่อย GHG เหลือ 16.6–19.1 MtCO₂ มุ่งสู่ Net Zero) และขีดความสามารถในการแข่งขัน (โครงสร้างไฟฟ้าสีเขียวดึงดูดการลงทุนอุตสาหกรรมยุคใหม่ AI และ Data Center ระดับโลก)

ผู้สื่อข่าวศูนย์ข่าวพลังงาน ( Energy News Center -ENC ) รายงานว่า เวทีรับฟังความเห็นร่างแผน PDP 2026 ครั้งนี้มีการแสดงความคิดเห็นกันในหลากหลายประเด็น โดยเฉพาะกรณีการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ซึ่งมองว่าในปี 2569-2580 มีการกำหนดปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ 24,300 เมกะวัตต์ และลม 2,700 เมกะวัตต์ ถือว่าน้อยเกินไป และจะไปเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานทดแทนช่วงที่ 2 ระหว่างปี 2581-2593 ในปริมาณมากขึ้น โดยแสงอาทิตย์จะรับซื้อประมาณ 37,000 เมกะวัตต์ และลม 50,000 เมกะวัตต์ ซึ่งมองว่าควรเพิ่มปริมาณรับซื้อไฟฟ้าพลังงานทดแทนตั้งแต่ปัจจุบันปี 2569-2580 มากขึ้น ไม่ต้องรอไปถึง 12 ปีข้างหน้า เพราะนานเกินไป     

นอกจากนี้ยังไม่ต้องการให้บรรจุระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) ไว้ในการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ เนื่องจากเห็นว่า BESS ไม่ใช่ระบบผลิตไฟฟ้าแต่เป็นระบบกักเก็บพลังงาน ซึ่งหากนำมาใส่ไว้ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจะทำให้แผน PDP 2026 ผิดเพี้ยนไปได้ 

รวมถึงข้อห่วงใยกรณีการบรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ปลายแผนฯ ไว้ 9,000 เมกะวัตต์นั้น ปัจจุบันประชาชนยังไม่ยอมรับ และการทำความเข้าใจกับประชาชนยังน้อยเกินไป 

ส่วนกรณี “ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หรือ พีคไฟฟ้า” ปัจจุบันได้ย้ายไปเกิดขึ้นในช่วงค่ำ แตกต่างจากอดีตที่เกิดพีคไฟฟ้าช่วงกลางวัน ดังนั้นจะมีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ระบบ “อัตราค่าไฟฟ้าที่คิดตามช่วงเวลาการใช้งาน หรือ TOU” โดยทีมงาน สนพ. ระบุว่า ได้มีการหารือในที่ประชุมอนุกรรมการจัดทำแผน PDP แล้วและเห็นควรให้ปรับอัตรา TOU ใหม่ให้เหมาะสมต่อไป

ด้านนายคมกฤช ตันตระวาณิชย์ อดีตเลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สำนักงาน กกพ. ) ซึ่งเข้าร่วมเวทีรับฟังความคิดเห็นครั้งนี้ด้วย กล่าวว่า แผน PDP 2026 เป็นการจัดทำแผนไฟฟ้าระยะยาวของไทยรูปแบบใหม่ ซึ่งไม่ได้แจกแจงรายละเอียดอย่างชัดเจนเหมือน PDP ในอดีต ส่งผลให้ประชาชนเกิดข้อสงสัยจำนวนมาก ดังนั้นจำเป็นต้องช่วยกันระดมความเห็นเพื่อเสนอ สนพ. ให้จัดทำ PDP 2026 ให้รัดกุมและเหมาะสมที่สุด 

นอกจากนี้ยังมีจุดที่ตั้งข้อสังเกตว่า ในการจัดทำทางเลือกแผน PDP 2026 มี 4 ทางเลือก ในกรณีที่ 2 และ 4 กำหนดปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์ให้เหลือแค่ 19.1 ล้านตันเท่ากัน ซึ่งกรณีที่ 2 เป็นการใช้ระบบกักเก็บคาร์บอนฯ (CCS) เพื่อนำไปสู่การบรรลุ Net Zero ซึ่งมีโรงไฟฟ้าหลักและการดักจับคาร์บอนฯ กำหนดไว้ 32 ล้านตัน ขณะที่กรณีที่ 4 เป็นการผสมผสานการใช้พลังงานทดแทนร่วมกับ CCS เพื่อบรรลุ Net Zero จะดักจับคาร์บอนฯ ได้ 21 ล้านตัน 

แต่มีข้อสังเกตว่า ทำไมผลของระดับเกณฑ์ความมั่นคงไฟฟ้าตลอดแผนของ กรณีที่ 4 ที่มีไฟฟ้าพลังงานทดแทนอยู่ด้วยถึงมีเกณฑ์ความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่สูงกว่ากรณีที่ 2 ซึ่งไม่มีพลังงานทดแทน ในความเป็นจริงถ้าใช้พลังงานทดแทน (RE) มาก ความมั่นคงระบบไฟฟ้าจะไม่ดีมากนัก เป็นต้น 

อย่างไรก็ตามส่วนตัวเห็นว่าภาพรวมของแผน PDP 2026 อยู่ในเกณฑ์ที่ดี โดยส่วนตัวชอบกรณีที่ 4 ซึ่งเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเต็มที่ ขณะที่กรณีที่ 3 มี RE มากๆ แล้วจะทำอย่างไรกับก๊าซฯ ในอ่าวไทยที่นำขึ้นมาจากหลุมแล้ว ดังนั้นกรณีที่ 4 คือใช้ก๊าซฯ อ่าวไทยผลิตไฟฟ้ารวมถึงใช้ในปิโตรเคมีให้เต็มที่ก่อน จากนั้นจึงจะมาเติม RE ให้เต็มความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศ ซึ่งการเติม RE ก็จะมีผลต่อความมั่นคงด้านไฟฟ้าที่ภาครัฐต้องบริหารจัดการให้ดี ฉะนั้นการทำร่างแผน PDP 2026 นี้ขึ้นมา ประชาชนก็ต้องช่วยกันตรวจสอบว่าทำแผนฯ ถูกต้องไหม ต้องแก้ไขอะไรบ้าง จะต้องเสนอ สนพ. พิจารณาปรับปรุงต่อไป 

Source : Energy News Center