สนพ.เปิดร่าง PDP2026 พลิกโฉมแผนไฟฟ้าไทย ชู 4 ทางเลือก ค่าไฟเฉลี่ย 3.8–3.9 บาท

กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เปิดเวทีรับฟังความคิดเห็นร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 (PDP2026) ที่วางกรอบยาว 25 ปี มุ่งเปลี่ยนผ่านระบบไฟฟ้าสู่ "พลังงานสีเขียวที่ยืดหยุ่น" และเป้าหมาย Net Zero ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) พร้อมเสนอ 4 ทางเลือกให้สาธารณะร่วมตัดสินใจ โดยค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ในกรอบ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย

5 แรงกดดัน บีบไทยต้องรื้อแผนไฟฟ้า

ร่าง PDP2026 ระบุว่าโจทย์การวางแผนระบบไฟฟ้าเปลี่ยนไปจากเดิมอย่างสิ้นเชิง จาก 5 แรงกดดันหลัก ได้แก่ ความต้องการพลังงานสะอาดจากภาคอุตสาหกรรม (Green Demand), การขยายตัวแบบก้าวกระโดดของ Data Center และ AI (New Demand), การเติบโตของการผลิตไฟฟ้าภาคประชาชนหรือ Prosumer, การเปลี่ยนผ่านสู่ยานยนต์ไฟฟ้า (E-Mobility) และกติกาการค้าโลกใหม่ (Carbon Rules) ทั้ง CBAM 2026, NDC 3.0 และ พ.ร.บ. Carbon Tax

แผนใหม่จึงเปลี่ยนกระบวนทัศน์ (Paradigm Shift) จากระบบเดิมที่เน้น Reserve Margin โครงข่ายรวมศูนย์ และเชื้อเพลิงฟอสซิล ไปสู่การบริหารสมดุลพอร์ตพลังงาน RE+BESS ร่วมกับ Firm Power คาร์บอนต่ำ ใช้สมาร์ทกริดรองรับพลังงานหมุนเวียนสัดส่วนสูง และเปิดให้ผู้ใช้ไฟกลายเป็น Active Consumer ที่มีส่วนร่วมให้บริการระบบไฟฟ้า สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลที่ส่งเสริมการเปิดเสรี Direct PPA/TPA เพื่ออำนวยความสะดวกการเข้าถึงไฟฟ้าสีเขียวของภาคอุตสาหกรรม

ปรับสมมติฐานใหม่ ทั้ง GDP–EV–EEP

หลังการรับฟังความเห็นเมื่อ 24 มีนาคม 2569 สนพ. ได้ปรับสมมติฐานสำคัญ 3 ประเด็น ประกอบด้วย

• GDP: ปรับลดอัตราการเติบโตเฉลี่ยจาก 2.56% เหลือ 2.49% ต่อปี (ปี 2568–2593) ตามข้อมูลล่าสุดของ สศช. เพื่อสะท้อนภาวะเศรษฐกิจที่แท้จริง
• ยานยนต์ไฟฟ้า (EV): ปรับลดยอดประมาณการรถ EV สะสม ณ ปี 2593 จาก 28.47 ล้านคัน เหลือ 26.20 ล้านคัน โดยพิจารณาอายุการใช้งานรถ EV เพิ่มเติม
• แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP): จัดทำรายมาตรการแยกเป็น 5 สาขาหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม อาคาร บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และไฟถนน พร้อมปรับ EE Saving Profile ให้สะท้อนพฤติกรรมการใช้ไฟจริงตามประเภทวัน

จุดเปลี่ยนสำคัญของสมมติฐาน BAU คือ กรอบเวลาขยายจากเดิม 2565–2580 เป็น 2569–2593, อัตราการเติบโตประชากรพลิกจาก +0.04% เป็น –0.21%, แบ่งพื้นที่จาก 5 ภูมิภาคเป็น 7 ภูมิภาค และลักษณะการใช้ไฟปีฐานเปลี่ยนจากปี 2562 เป็น 2568 โดยช่วงพีคย้ายจากช่วงบ่าย (14.30 น.) มาเป็น ช่วงกลางคืน (21.00 น.)

ความต้องการไฟฟ้าลดลงตามเศรษฐกิจ–ประชากร

ผลพยากรณ์กรณี BAU ของระบบ 3 การไฟฟ้า พบว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าปี 2593 อยู่ที่ราว 402,063 ล้านหน่วย และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ 63,688 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ ปี 2580 ค่าพยากรณ์ PDP2026 ต่ำกว่าร่าง PDP2024 ราว 7.9% ด้านพลังงาน และ 4.0% ด้านพลังไฟฟ้าสูงสุด สะท้อนภาพความต้องการที่ลดลงตามการชะลอตัวทางเศรษฐกิจและจำนวนประชากรที่ลดลง

ขณะที่ความต้องการพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) ณ ปี 2593 มาจากยานยนต์ไฟฟ้าสูงสุด 91,736 GWh, ศูนย์ข้อมูล (Data Center) 42,468–55,744 GWh, โครงการ EEC 7,791 GWh, รถไฟความเร็วสูง 3,552 GWh, รถไฟฟ้า MRT 708 GWh และนิคมอุตสาหกรรมใหม่ 34 GWh ส่วนมาตรการ EEP ช่วยลดได้ 117,449–149,146 GWh และ IPS (BTMPV Adoption) อีก 30,085 GWh

แผนเลือกใช้ "กรณีต่ำและกรณีกลาง" (6,799 MW และ 8,811 MW) เป็นกรอบวางแผนแทนกรณีสูง (19,808 MW) เพื่อให้สอดคล้องกับขีดความสามารถในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานและระบบส่งไฟฟ้า

เปลี่ยนเกณฑ์ความมั่นคง จาก Reserve Margin สู่ LOLE

ประเด็นเชิงเทคนิคที่สำคัญคือ ร่าง PDP2026 ยกเลิกเกณฑ์ Reserve Margin เดิม เปลี่ยนมาใช้ ดัชนีเกณฑ์โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) ซึ่งประเมินความเสี่ยงตลอด 8,760 ชั่วโมงของปี ให้แม่นยำกว่าในยุคที่พึ่งพาพลังงานหมุนเวียนผันผวน (VRE) สูงขึ้น โดยกำหนดเกณฑ์ใหม่จากไม่เกิน 0.7 วันต่อปี เป็น ไม่เกิน 1.0 วันต่อปี

ด้านเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคผลิตไฟฟ้าตาม LT-LEDs กำหนดเส้นทางลดลงต่อเนื่อง จากปี 2569 ที่ 121.2 Mt ลงสู่ 102.6 Mt ในปี 2573, 76.6 Mt ในปี 2578 (NDC 3.0) และกรอบปลายแผนปี 2593 ที่ 66.2 MtCO₂eq สำหรับกรอบปกติ หรือเข้มข้นถึง 19.1 MtCO₂eq หากพึ่งพาเทคโนโลยีดักจับคาร์บอน (CCS) เพิ่มเติม

ปัจจุบัน ณ ปี 2568 กำลังผลิตรวมระบบ 3 การไฟฟ้าฯ รวม ESS อยู่ที่ 54,305 MW แบ่งเป็นเชื้อเพลิงฟอสซิล 37,847 MW (ก๊าซธรรมชาติครองสัดส่วนราว 83%) และพลังงานหมุนเวียน 16,458 MW

4 ทางเลือกหลัก สู่อนาคตพลังงานไทย

หัวใจของร่าง PDP2026 คือการเสนอ 4 ทางเลือก ให้สาธารณะพิจารณา ภายใต้เงื่อนไขการจำกัดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่แตกต่างกัน

• Case 1 (Base Case): กรณีฐานตามกรอบปกติ เน้นความมั่นคงช่วงเปลี่ยนผ่าน ปล่อย GHG 51.5 ล้านตัน สัดส่วนพลังงานสะอาด 65% / ฟอสซิล 35% กำลังผลิตใหม่ 127.3 GW และรวมปลายแผน 185.7 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8267 บาท/หน่วย
• Case 2 (Net Zero by CCS): รักษาโครงสร้างเดิม ยกระดับเป้าหมายคาร์บอนต่ำด้วย CCS ปล่อย GHG 19.1 ล้านตัน (ดักจับ 32 ล้านตัน) สัดส่วนสะอาด 65% / ฟอสซิล 35% โดยมีกำลังผลิตใหม่และปลายแผนเท่ากับ Case 1 (127.3 / 185.7 GW) ต่างกันเพียงการเติม CCS และค่าไฟที่สูงสุดที่ 3.8859 บาท/หน่วย
• Case 3 (Net Zero by RE): พลังงานสะอาดสูงสุด ปราศจาก CCS ปล่อย GHG เพียง 16.6 ล้านตัน สัดส่วนสะอาดสูงถึง 89% / ฟอสซิล 11% แต่ต้องลงทุนกำลังผลิตใหม่มากสุดที่ 194.8 GW และปลายแผน 253.1 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8297 บาท/หน่วย
• Case 4 (Net Zero by RE & CCS): แผนผสมผสาน รักษาการใช้ก๊าซในประเทศ ควบคู่ RE และ CCS ปล่อย GHG 19.1 ล้านตัน (ดักจับ 21 ล้านตัน) สัดส่วนสะอาด 73% / ฟอสซิล 27% กำลังผลิตใหม่ 147.2 GW และปลายแผน 206.1 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8364 บาท/หน่วย

12 ปีแรกเดินบนโครงสร้างเดียวกัน ก่อนแยกทางปี 2580

ประเด็นสำคัญที่ช่วยลดความขัดแย้งในการเลือกทางเลือก คือ ในช่วง 12 ปีแรก (2569–2580) ทุกทางเลือกขับเคลื่อนบนโครงสร้างพื้นฐานเดียวกัน โดยมีกำลังผลิตใหม่รวม 50,900 MW เท่ากันทุกกรณี ประกอบด้วย CCGT 9,100 MW, SMR 300 MW, Solar 24,300 MW, Wind 2,700 MW และ BESS 14,500 MW ทำให้กำลังผลิตสะสม ณ ปี 2580 อยู่ที่ 115,632 MW ผ่านเกณฑ์ LOLE และมีอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทุกกรณี

การตัดสินใจเลือกเส้นทางที่แท้จริงจึงเกิดขึ้นในช่วงที่ 2 (2581–2593) เพื่อมุ่งสู่เป้าหมายพลังงานสะอาดปี 2593 โดยทุกทางเลือกกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาดขั้นต่ำ 65% ผ่านการใช้ CCS เป็นแกน ขยาย VRE ทดแทน CCS หรือผสมผสาน VRE และ CCS ซึ่งจะช่วยลดการปล่อย CO₂ ลงกว่า 70% จากฐานเดิม

ต้นทุนแฝ่ง–ความเสี่ยง LNG ปัจจัยชี้ขาด

แม้ค่าไฟเฉลี่ยของทั้ง 4 ทางเลือกจะใกล้เคียงกัน แต่มีต้นทุนและความเสี่ยงเบื้องหลังต่างกันชัดเจน

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

ด้าน การใช้ก๊าซธรรมชาติ ณ ปี 2593 Case 1 และ 2 ยังพึ่งพาการนำเข้า LNG สูงถึง 2,455 MMscfd ซึ่งอยู่ในโซนความเสี่ยง ขณะที่ Case 4 อยู่ที่ 1,904 MMscfd (ใช้ก๊าซในประเทศเต็มศักยภาพ) และ Case 3 ลดการพึ่งพาก๊าซเหลือเพียง 794 MMscfd

เมื่อเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยปี 2570–2593 พบว่า Case 3 มี Base Cost ต่ำสุดแต่มี RE Cost สูง ส่วน Case 2 มีต้นทุน CCS เพิ่มขึ้นชัดเจน โดยทุกทางเลือกยังผ่านเกณฑ์ความมั่นคง LOLE ที่ไม่เกิน 1.0 วันต่อปีตลอดแผน

กลไกขับเคลื่อน ปลดล็อกโครงสร้าง–ยกระดับ Digital Grid

ในภาคการขับเคลื่อน แผนกำหนดกลยุทธ์ "ปลดล็อกโครงสร้างพลังงาน 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 กรกฎาคม 2569 ได้ขยายมาตรการ Direct PPA ผ่าน TPA ให้กลุ่มเป้าหมายทั้งผู้ใช้ไฟขนาดใหญ่ Data Center และพื้นที่ EEC ควบคู่การพัฒนาตลาด DR (เป้าหมาย 2,800 MW ในปี 2593) และ DER (9,100–11,200 MW สะสม) รวมถึงแผนขับเคลื่อนโรงไฟฟ้า SMR รวม 9,000 MW กระจาย 5 ภาคทั่วประเทศ (เริ่มต้น 300 MW) และเทคโนโลยีคาร์บอนต่ำอื่น ๆ ทั้ง CCS (สมมติฐาน 135 USD/tCO₂) และเทคโนโลยีใหม่ 2,500–3,000 MW ในช่วงปี 2589–2593

เปิดรับฟังความเห็น ก่อนสรุปแผนฉบับสมบูรณ์

กระทรวงพลังงานเปิดรับฟังความเห็นใน 2 ประเด็นหลัก คือ ทางเลือกใดในร่าง PDP2026 ทั้ง 4 กรณีที่เหมาะสมกับบริบทประเทศไทยมากที่สุดและด้วยเหตุผลใด และข้อคิดเห็นหรือข้อเสนอแนะเพิ่มเติมอื่น ๆ ต่อร่างแผน โดยยืนยันว่าทุกความเห็นจะถูกนำไปรวบรวม พิจารณา และใช้ประกอบการปรับปรุงร่างแผนให้ครบถ้วนและสอดคล้องกับความต้องการของประเทศมากยิ่งขึ้น

ทั้งนี้ ผลลัพธ์ที่คาดหวังจากแผน PDP2026 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)

ผู้สนใจสามารถติดตามรายละเอียดและร่วมแสดงความเห็นได้ที่ www.eppo.go.th และช่องทาง EppoThailand.