PDP 2026 วาง 4 ฉากทัศน์พลังงาน ต้นทุนพลังงานหมุนเวียนและ CCS ชี้ทิศทางค่าไฟระยะยาว
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หรือ EPPO เสนอร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 (2026 - 2050) หรือ PDP 2026 โดยกำหนด 4 ฉากทัศน์สำหรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าในระยะยาวตามร่างแผน ค่าไฟฟ้าขายปลีกในปี 2050 อาจอยู่ที่ประมาณ 4.11–4.58 บาทต่อหน่วย ขึ้นอยู่กับสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน การใช้เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน รวมถึงการพึ่งพาโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิมEPPO เตรียมเปิดรับฟังความคิดเห็นสาธารณะในวันที่ 8 กันยายน 2569 เพื่อให้ประชาชน ภาคธุรกิจ และผู้มีส่วนเกี่ยวข้องเสนอความเห็นต่อทั้ง 4 ทางเลือก ก่อนปรับปรุงร่างและนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ หรือ NEPCค่าไฟเฉลี่ยตลอดช่วงปี 2027–2050 คาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าระดับที่คาดการณ์ไว้ในช่วงปลายแผนทั้ง 4 ฉากทัศน์เปรียบเทียบสัดส่วนพลังงานสะอาด การดักจับคาร์บอน และการผลิตไฟฟ้าแบบเดิมในระดับต่าง ๆกรณีฐานมีต้นทุนต่ำที่สุด แต่ไม่สามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zero ในปี 2050 ขณะที่อีก 3 ทางเลือกเป็นแนวทางที่แตกต่างกันในการมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ร่าง PDP ครั้งนี้เพิ่มต้นทุน 2 ประเภทที่แผนก่อนหน้ายังไม่ได้รวมไว้ประเภทแรกคือต้นทุนการเชื่อมต่อพลังงานหมุนเวียน ซึ่งรวมถึงการปรับปรุงโครงข่ายสายส่งให้รองรับกำลังผลิตจากพลังงานแสงอาทิตย์และลมที่มีความผันผวนอีกประเภทคือค่าใช้จ่ายด้าน Carbon Capture and Storage หรือ CCS โดยสมมติค่าดักจับคาร์บอนที่ 135 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันEPPO ระบุว่า ต้นทุนดังกล่าวจะมีผลทั้งต่อค่าไฟฟ้าและการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแผนยังคำนึงถึงการเปลี่ยนแปลงสำคัญ 5 ด้าน ได้แก่ ความต้องการไฟฟ้าสะอาดของภาคอุตสาหกรรม การขยายตัวของศูนย์ข้อมูลและ AI ผู้ใช้ไฟที่ผลิตไฟฟ้าเองเพิ่มขึ้น การเปลี่ยนผ่านสู่รถยนต์ไฟฟ้า และกฎการค้าใหม่ เช่น CBAMในกรณี Base Case พลังงานสะอาดจะมีสัดส่วน 65% และมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 51.5 ล้านตันค่าไฟเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8267 บาทต่อหน่วย ต่ำที่สุดใน 4 ทางเลือก แต่ไม่สามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zeroส่วนกรณี Net Zero by CCS จะพึ่งพาการดักจับคาร์บอนเป็นหลัก โดยรองรับการปล่อยประมาณ 32 ล้านตัน และยังคงใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศอย่างไรก็ตาม มีความเสี่ยงที่การนำเข้า LNG จะเพิ่มขึ้นถึง 2.455 พันล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันค่าไฟเฉลี่ยในกรณีนี้อยู่ที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย สูงที่สุดใน 4 ทางเลือกกรณี Net Zero by RE จะเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดเป็น 89% สูงที่สุดในทั้งหมด และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหลือ 16.6 ล้านตัน ซึ่งต่ำที่สุดอย่างไรก็ตาม จำเป็นต้องลงทุนปรับปรุงโครงข่ายไฟฟ้าสูงสุดถึง 700,000 ล้านบาท เพื่อรองรับความผันผวนของพลังงานหมุนเวียนส่วนกรณี Net Zero by RE & CCS จะผสมผสานพลังงานหมุนเวียนกับเทคโนโลยี CCS โดยร่างแผนมองว่าเป็นทางเลือกกลางที่พยายามสร้างสมดุลระหว่างต้นทุนและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้ง 4 ทางเลือกจะใช้แผนลงทุนพื้นฐานชุดเดียวกันในช่วง 12 ปีแรก ตั้งแต่ปี 2026 ถึง 2037 ก่อนจะแยกแนวทางชัดเจนขึ้นหลังปี 2037กำลังผลิตและระบบกักเก็บพลังงานที่จะเพิ่มขึ้นรวม 50,900 เมกะวัตต์ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 9,100 เมกะวัตต์ เครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์แบบโมดูลาร์ขนาดเล็ก หรือ SMR 300 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ 24,300 เมกะวัตต์ พลังงานลม 2,700 เมกะวัตต์ และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ 14,500 เมกะวัตต์ร่างแผนยังปรับวิธีประเมินความมั่นคงของระบบไฟฟ้า จากเดิมที่พึ่งพาค่ากำลังผลิตสำรองเป็นหลัก มาใช้ตัวชี้วัด Loss of Load Expectation หรือ LOLE โดยกำหนดไม่เกิน 1 วันต่อปีEPPO ชี้แจงว่า LOLE เป็นเครื่องมือสำหรับประเมินช่วงเวลาที่กำลังผลิตอาจไม่เพียงพอกับความต้องการ ไม่ได้หมายความว่าผู้ใช้ไฟจะต้องเผชิญไฟดับเต็มวันทุกปีภาคเอกชนจะมีบทบาทมากขึ้นผ่าน Direct PPA และการเปิดให้บุคคลที่สามใช้โครงข่ายไฟฟ้า หรือ TPANEPC ได้อนุมัติการขยายแนวทางดังกล่าวเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2026 เปิดทางให้ภาคอุตสาหกรรมและศูนย์ข้อมูลซื้อไฟฟ้าสีเขียวจากผู้ผลิตได้โดยตรง
