สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หรือ EPPO เสนอร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593 (2026 - 2050) หรือ PDP 2026 โดยกำหนด 4 ฉากทัศน์สำหรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าในระยะยาว

ตามร่างแผน ค่าไฟฟ้าขายปลีกในปี 2050 อาจอยู่ที่ประมาณ 4.11–4.58 บาทต่อหน่วย ขึ้นอยู่กับสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน การใช้เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน รวมถึงการพึ่งพาโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม

EPPO เตรียมเปิดรับฟังความคิดเห็นสาธารณะในวันที่ 8 กันยายน 2569 เพื่อให้ประชาชน ภาคธุรกิจ และผู้มีส่วนเกี่ยวข้องเสนอความเห็นต่อทั้ง 4 ทางเลือก ก่อนปรับปรุงร่างและนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ หรือ NEPC

ค่าไฟเฉลี่ยตลอดช่วงปี 2027–2050 คาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 3.83–3.89 บาทต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าระดับที่คาดการณ์ไว้ในช่วงปลายแผน

ทั้ง 4 ฉากทัศน์เปรียบเทียบสัดส่วนพลังงานสะอาด การดักจับคาร์บอน และการผลิตไฟฟ้าแบบเดิมในระดับต่าง ๆ

กรณีฐานมีต้นทุนต่ำที่สุด แต่ไม่สามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zero ในปี 2050 ขณะที่อีก 3 ทางเลือกเป็นแนวทางที่แตกต่างกันในการมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์

ร่าง PDP ครั้งนี้เพิ่มต้นทุน 2 ประเภทที่แผนก่อนหน้ายังไม่ได้รวมไว้

ประเภทแรกคือต้นทุนการเชื่อมต่อพลังงานหมุนเวียน ซึ่งรวมถึงการปรับปรุงโครงข่ายสายส่งให้รองรับกำลังผลิตจากพลังงานแสงอาทิตย์และลมที่มีความผันผวน

อีกประเภทคือค่าใช้จ่ายด้าน Carbon Capture and Storage หรือ CCS โดยสมมติค่าดักจับคาร์บอนที่ 135 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน

EPPO ระบุว่า ต้นทุนดังกล่าวจะมีผลทั้งต่อค่าไฟฟ้าและการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า

แผนยังคำนึงถึงการเปลี่ยนแปลงสำคัญ 5 ด้าน ได้แก่ ความต้องการไฟฟ้าสะอาดของภาคอุตสาหกรรม การขยายตัวของศูนย์ข้อมูลและ AI ผู้ใช้ไฟที่ผลิตไฟฟ้าเองเพิ่มขึ้น การเปลี่ยนผ่านสู่รถยนต์ไฟฟ้า และกฎการค้าใหม่ เช่น CBAM

ในกรณี Base Case พลังงานสะอาดจะมีสัดส่วน 65% และมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 51.5 ล้านตัน

ค่าไฟเฉลี่ยอยู่ที่ 3.8267 บาทต่อหน่วย ต่ำที่สุดใน 4 ทางเลือก แต่ไม่สามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zero

ส่วนกรณี Net Zero by CCS จะพึ่งพาการดักจับคาร์บอนเป็นหลัก โดยรองรับการปล่อยประมาณ 32 ล้านตัน และยังคงใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ

อย่างไรก็ตาม มีความเสี่ยงที่การนำเข้า LNG จะเพิ่มขึ้นถึง 2.455 พันล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

ค่าไฟเฉลี่ยในกรณีนี้อยู่ที่ 3.8859 บาทต่อหน่วย สูงที่สุดใน 4 ทางเลือก

กรณี Net Zero by RE จะเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดเป็น 89% สูงที่สุดในทั้งหมด และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหลือ 16.6 ล้านตัน ซึ่งต่ำที่สุด

อย่างไรก็ตาม จำเป็นต้องลงทุนปรับปรุงโครงข่ายไฟฟ้าสูงสุดถึง 700,000 ล้านบาท เพื่อรองรับความผันผวนของพลังงานหมุนเวียน

ส่วนกรณี Net Zero by RE & CCS จะผสมผสานพลังงานหมุนเวียนกับเทคโนโลยี CCS โดยร่างแผนมองว่าเป็นทางเลือกกลางที่พยายามสร้างสมดุลระหว่างต้นทุนและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า

ทั้ง 4 ทางเลือกจะใช้แผนลงทุนพื้นฐานชุดเดียวกันในช่วง 12 ปีแรก ตั้งแต่ปี 2026 ถึง 2037 ก่อนจะแยกแนวทางชัดเจนขึ้นหลังปี 2037

กำลังผลิตและระบบกักเก็บพลังงานที่จะเพิ่มขึ้นรวม 50,900 เมกะวัตต์

ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 9,100 เมกะวัตต์ เครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์แบบโมดูลาร์ขนาดเล็ก หรือ SMR 300 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ 24,300 เมกะวัตต์ พลังงานลม 2,700 เมกะวัตต์ และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ 14,500 เมกะวัตต์

ร่างแผนยังปรับวิธีประเมินความมั่นคงของระบบไฟฟ้า จากเดิมที่พึ่งพาค่ากำลังผลิตสำรองเป็นหลัก มาใช้ตัวชี้วัด Loss of Load Expectation หรือ LOLE โดยกำหนดไม่เกิน 1 วันต่อปี

EPPO ชี้แจงว่า LOLE เป็นเครื่องมือสำหรับประเมินช่วงเวลาที่กำลังผลิตอาจไม่เพียงพอกับความต้องการ ไม่ได้หมายความว่าผู้ใช้ไฟจะต้องเผชิญไฟดับเต็มวันทุกปี

ภาคเอกชนจะมีบทบาทมากขึ้นผ่าน Direct PPA และการเปิดให้บุคคลที่สามใช้โครงข่ายไฟฟ้า หรือ TPA

NEPC ได้อนุมัติการขยายแนวทางดังกล่าวเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2026 เปิดทางให้ภาคอุตสาหกรรมและศูนย์ข้อมูลซื้อไฟฟ้าสีเขียวจากผู้ผลิตได้โดยตรง