แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567-2580 หรือเรียกสั้น ๆ ว่า “PDP 2024”  ซึ่งหลักการสำคัญในการร่างแผนฉบับนี้ มี 3 ด้าน ได้แก่ เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ ต้นทุนค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม ลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมและการเพิ่มประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้า

 

เพื่อมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี 2593 และจะยกระดับการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution หรือ NDC) ในภาคการผลิตไฟฟ้าให้เป็นร้อยละ 40 เพื่อให้มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero) ภายในปี 2608

 

ด้วยเหตุนี้ PDP 2024 จะต้องเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาด และยังต้องรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มมากขึ้นและพฤติกรรมที่เปลี่ยนไปของผู้ใช้ เมื่อค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (พีก) อยู่ที่ 36,792.1 เมกะวัตต์ ซึ่งเกิดขึ้นในเวลากลางคืน

 

 

5 เรื่องใหม่ใน PDP 2024 :

 

แผน PDP2024 ฉบับใหม่นี้เปลี่ยนมาใช้ “ดัชนีโอกาสเกิดไฟดับ (Loss of Load Expectation) หรือ LOLE” เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดระดับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในการวางแผนเชิงความน่าจะเป็นคือจะเกิดไฟฟ้าดับในแต่ละช่วงเวลาตลอดหนึ่งปี ซึ่งคำนวณเป็นจำนวนชั่วโมงต่อปีที่คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าจะเกินความสามารถในการจ่ายพลังงานของระบบไฟฟ้าไฟฟ้า โดยในภาพรวมของประเทศพบว่า ควรใช้เกณฑ์ไม่เกิน 0.7 วันต่อปีหรือ 18 ชั่วโมงต่อปี

 

ซึ่งสาเหตุที่ทำไมต้องใช้ LOLE เพราะปัจจุบันสถานการณ์การผลิตไฟฟ้าและการใช้ไฟฟ้ามีแนวโน้มเปลี่ยนแปลงไปซึ่งมีความหลากหลายของประเภทโรงไฟฟ้าในระบบ และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานพลังงานหมุนเวียนมีสัดส่วนสูงขึ้น โดยเกณฑ์นี้จะคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของแต่ละโรงไฟฟ้า

 

รวมทั้งลักษณะความต้องการใช้ไฟฟ้าและพิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้นการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมมากกว่าการใช้เกณฑ์ Reserved Margin ที่พิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าครอบคลุมในทุกช่วงเวลาและไม่พิจารณาถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของแต่ละโรงไฟฟ้า

 

นอกจากนี้อีกเรื่องที่เปลี่ยนแปลงคือ การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ช่วงปี 2574-2580 ซึ่ง ณ ปลายแผนจะมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ตามแนวนโยบายของแผนพลังงานแห่งชาติ ควบคู่กับเป้าหมายการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคการผลิตไฟฟ้า จาก 100.9 ล้านตันในปี 2025 ให้เหลือ 67.7 ล้านตัน (NDC 40%) ในปี 2573 และ ลดลงจนเหลือ 41.5 ล้านตันในปี 2593 ตามเป้าหมายของประเทศที่ต้องการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนในปี 2593

 

 

รวมถึงมาตรการ Demand response เป็นมาตรการส่งเสริมการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมใช้ไฟของผู้บริโภคจากรูปแบบการใช้ปกติ โดยคิดราคาค่าไฟแตกต่างตามช่วงเวลา เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) โดยกำหนดตามเป้าหมายในแผน smart grid 1,000 เมกะวัตต์

 

และมาตรการ Peak reduction 1,000 เมกะวัตต์ ในการใช้ Distributed Energy Resource (DER) หรือ แหล่งพลังงานแบบกระจายตัว เพื่อเป็นแหล่งพลังงานภายในระบบไมโครกริด อาทิ ระบบผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS)

 

และอีกหนึ่งพลังงานใหม่ คือ การผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้าในท่อก๊าซธรรมชาติต้นทางฝั่งตะวันออก โดยไฮโดรเจนจะมีสัดส่วนคิดเป็น 5% ของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า เริ่มตั้งแต่ปี 2573 เป็นต้นไป โดยเหตุผลที่กำหนดสัดส่วนไฮโดรเจนไว้ที่ 5% ในช่วงเริ่มต้นนั้น เนื่องจากจะต้องมีการจัดหาไฮโดรเจนและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานนอกจากนี้ต้องให้ระยะเวลาในการปรับตัวของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สามารถเตรียมพร้อมต่อการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานและลดผลกระทบด้านค่าใช้จ่าย

 

โครงสร้างพลังงานใหม่

 

ร่าง PDP 2024 ระบุว่า ในปี 2573 จะมีสัดส่วนพลังงานเชื้อเพลิงจากฟอสซิสประมาณ 66.5%  พลังงานหมุนเวียน 33%  และพลังงานอื่น ๆ อีก 0.5% กำลังผลิตรวม 268,955  กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และเมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2580 จะมีสัดส่วนพลังงานเชื้อเพลิงจากฟอสซิสอยู่ที่ 47.6%

 

โดยแบ่งเป็นก๊าซธรรมชาติ 41%  ถ่านหินและลิกไนต์ 7% ส่วนพลังงานหมุนเวียน 51% โดยแบ่งเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ 16% พลังงานหมุนเวียนอื่น ๆ 16% พลังงานน้ำต่างประเทศ 15% พลังงานน้ำในประเทศ 2% และพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ (floating solar) 1% พลังงานนิวเคลียร์รูปแบบ Small Module Reactor (SMR)  1% และพลังงานอื่น ๆ อีก 0.4% กำลังผลิตรวม 335,592 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง

 

ซึ่งกำลังผลิตไฟฟ้าระบบ 3 การไฟฟ้า ในปี 2580 จะมีกำลังผลิตรวม 112,391 เมกะวัตต์ โดยมีกำลังผลิตใหม่เพิ่มประมาณ 77,407 เมกะวัตต์ เนื่องจากความสามารถในการผลิตจริงของพลังงานหมุนเวียนอย่างพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมอยู่ที่ประมาณ 30% จากกำลังผลิตเต็มประสิทธิภาพ ทำให้กำลังผลิตรวมขึ้นไปถึงแสนกว่าเมกะวัตต์ นอกจากนี้ยังมีกำลังผลิตที่ปลดออกจากระบบประมาณ 18,884 เมกะวัตต์

 

แผนใหม่-โรงไฟฟ้าใหม่ เคาะค่าไฟ 3.08 บาทต่อหน่วย

 

โดยสัดส่วนกำลังผลิตใหม่ สามารถแบ่งได้ ดังนี้

 

โรงไฟฟ้าใหม่ รวมประมาณ 12,957 เมกะวัตต์

 

โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน 34,851  เมกะวัตต์

 

โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม 6,300  เมกะวัตต์

 

โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (SMR)  600  เมกะวัตต์

 

รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ (ส่วนใหญ่เป็นประเทศลาว) 3,500  เมกะวัตต์

 

อื่น ๆ อาทิ Demand response และ V2G (ระบบชาร์จอีวีแบบสองทิศทาง AC Charger) 2,000  เมกะวัตต์

 

 

โดยมีโรงไฟฟ้าใหม่ในประเทศ ดังนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมภาคอีสาน 700 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมภาคใต้ 700 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมภาคใต้ 700 เมกะวัตต์ ซึ่งกำลังอยู่ระหว่างการพิจารณา

 

คาดว่า อาจเปิดให้มีการประมูล ส่วนโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 3 และชุดที่ 4 รวม 1400 เมกะวัตต์โรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 5 และชุดที่ 6 รวม 1700 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 3 รวม 700 เมกะวัตต์ทางการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะเป็นผู้รับผิดรอบ รวมถึงโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR จำนวน 600 เมกะวัตต์

 

ระบบกักเก็บพลังงาน รวมประมาณ 12,957 เมกะวัตต์

 

พลังน้ำแบบสูบกลับ 2,472 เมกะวัตต์

ระบบกักเก็บพลังงานแบบแบตเตอร์รี่ 10,485 เมกะวัตต์

 

โดยค่าไฟของแผน PDP 2024 จะอยู่ที่  3.8704 บาทต่อหน่วย เพิ่มขึ้นจากแผนก่อน 0.2335 บาทต่อหน่วย เนื่องจากสมมติฐานราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงกว่า หากเทียบราคาทั้ง 2 แผน โดยใช้สมมติฐานเดียวกันจะพบว่า แผนฉบับล่าสุดมีค่าไฟถูกกว่า 0.0775 บาทต่อหน่วย

 

ที่มา ประชาชาติธุรกิจ

วันที่ 12 มิถุนยายน 2567