สนพ.เปิดรับฟังความคิดเห็นร่างแผนPDP2026 ในวันที่ 8 ก.ย.นี้ เสนอ 4 ทางเลือก ขณะที่ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ในกรอบ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย พร้อมปรับเกณฑ์ความมั่นคง จาก Reserve Margin มาเป็นการใช้ดัชนีเกณฑ์โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ ( LOLE) ไม่เกิน 1.0 วันต่อปี
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 ขณะที่ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยตลอดแผนอยู่ในกรอบ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย
ทั้งนี้ร่าง 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
ร่างแผนPDPใหม่เน้นการบริหารสมดุลพอร์ตพลังงาน RE+BESS ร่วมกับ Firm Power คาร์บอนต่ำ ใช้สมาร์ทกริดรองรับพลังงานหมุนเวียนสัดส่วนสูง และเปิดให้ผู้ใช้ไฟกลายเป็น Active Consumer ที่มีส่วนร่วมให้บริการระบบไฟฟ้า สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลที่ส่งเสริมการเปิดเสรี Direct PPA/TPA เพื่ออำนวยความสะดวกการเข้าถึงไฟฟ้าสีเขียวของภาคอุตสาหกรรม
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.)
สำหรับผลพยากรณ์กรณี BAU ของระบบ 3 การไฟฟ้า พบว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าปี 2593 อยู่ที่ราว 402,063 ล้านหน่วย และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ 63,688 เมกะวัตต์ 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
ความต้องการพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) มาตรการประหยัดพลังงาน และแนวโน้ม IPS ณ ปี 2593 เปลี่ยนเกณฑ์ความมั่นคง จาก Reserve Margin มาเป็นการใช้ ดัชนีเกณฑ์โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) จากไม่เกิน 0.7 วันต่อปี เป็น ไม่เกิน 1.0 วันต่อปี
โดยร่างแผน PDP2026 เสนอ 4 ทางเลือก ให้สาธารณะพิจารณา ภายใต้เงื่อนไขการจำกัดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่แตกต่างกันคือ
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
และCase 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
แม้ค่าไฟเฉลี่ยของทั้ง 4 ทางเลือกจะใกล้เคียงกัน แต่มีต้นทุนและความเสี่ยงเบื้องหลังต่างกันชัดเจน โดยต้นทุนบูรณาการพลังงานหมุนเวียน (RE Integration Cost) ในช่วงปี2572-2593 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)
ด้านการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในปี 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
กระทรวงพลังงานเปิดรับฟังความเห็นในวันที่ 8 ก.ย.นี้ ใน 2 ประเด็นหลัก คือ ทางเลือกใดในร่าง PDP2026 ทั้ง 4 กรณีที่เหมาะสมกับบริบทประเทศไทยมากที่สุดและด้วยเหตุผลใด และข้อคิดเห็นหรือข้อเสนอแนะเพิ่มเติมอื่น ๆ ต่อร่างแผน โดยยืนยันว่าทุกความเห็นจะถูกนำไปรวบรวม พิจารณา และใช้ประกอบการปรับปรุงร่างแผนให้ครบถ้วนและสอดคล้องกับความต้องการของประเทศมากยิ่งขึ้น