ส่องจุดเสี่ยงแผน PDP2026 ไทยเดิมพัน SMR-BESS รับยุค Data Center

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ หรือ Power Development Plan (PDP) กำลังเดินทางมาถึงจุดเปลี่ยนครั้งใหญ่ เพราะโจทย์ของระบบไฟฟ้าไทยในวันนี้ไม่เหมือนกับอดีตอีกต่อไป

 

ความต้องการไฟฟ้าไม่ได้ขยายตัวจากภาคอุตสาหกรรมและครัวเรือนเพียงอย่างเดียว แต่กำลังถูกขับเคลื่อนด้วย Data Center, AI, ยานยนต์ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าใช้เอง Solar Rooftop ระบบกักเก็บพลังงาน และอุตสาหกรรมที่ต้องการไฟฟ้าสะอาดเพื่อรักษาความสามารถในการแข่งขันในตลาดโลก

 

สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงปรับวิธีคิดในการจัดทำ PDP2026 โดยนำปัจจัยใหม่เข้ามาอยู่ในสมการ ทั้ง Data Center เศรษฐกิจดิจิทัล EV การผลิตไฟฟ้าใช้เอง มาตรการอนุรักษ์พลังงาน และการบริหารจัดการโหลด เพื่อให้การวางแผนสะท้อนโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่มีความซับซ้อนและกระจายตัวมากขึ้น

 

ความสำคัญของ PDP2026 จึงไม่ได้อยู่ที่คำถามว่า “ประเทศไทยจะสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มอีกกี่เมกะวัตต์” เท่านั้น แต่อยู่ที่ว่าไทยจะออกแบบระบบไฟฟ้าอย่างไรให้สามารถรองรับเศรษฐกิจยุคใหม่ได้พร้อมกัน 3 เรื่อง คือ ไฟฟ้าต้องมั่นคง ไฟต้องสะอาด และต้นทุนต้องแข่งขันได้

 

และนี่คือจุดที่ “ความเสี่ยง” ของ PDP2026 เริ่มปรากฏให้เห็นอย่างชัดเจน

 

PDP2026 ยังไม่ใช่แผนสุดท้าย แต่กำลังเข้าสู่ช่วงชี้ชะตา

ต้องทำความเข้าใจก่อนว่า ณ วันที่ 25 สิงหาคม 2569 ประเทศไทยยังใช้แผน PDP ฉบับเดิมเป็นกรอบหลัก ขณะที่ PDP2026 ยังอยู่ในขั้นตอนจัดทำร่าง โดย สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกำลังปรับค่าพยากรณ์และออกแบบแนวทางจัดหากำลังผลิตใหม่

 

ความคืบหน้าล่าสุดเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2569 ถือเป็นหมุดหมายสำคัญ เพราะคณะอนุกรรมการจัดทำ PDP เห็นชอบเบื้องต้น 4 แนวทางในการจัดหากำลังผลิตใหม่ ก่อนนำไปเปิดรับฟังความคิดเห็นจากประชาชนในช่วงต้นเดือนกันยายน และตั้งเป้านำเสนอ กพช. พิจารณาภายในสิ้นปี 2569

 

4 แนวทางหลักและจุดเด่นของร่างแผน PDP 2026

 

• บรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR): กำหนดให้มีโรงไฟฟ้า SMR รวมราวกว่า 9,000 เมกะวัตต์ (หรือปรับเปลี่ยนตามช่วงทางเลือกประมาณ 2,400-4,000 เมกะวัตต์ขึ้นไป) ไว้ในทุกแนวทางเพื่อเสริมเสถียรภาพ

 

• เร่งเครื่องพลังงานหมุนเวียน: ปูพรมขยายสัดส่วนพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar) และพลังงานลมเต็มสูบ โดยมีเป้าหมายสัดส่วนพลังงานสะอาดในระดับสูงถึง 60-80%

 

• ระบบกักเก็บพลังงาน (BESS): ใช้แบตเตอรี่กักเก็บพลังงานมากกว่า 10,000 เมกะวัตต์ เข้ามาช่วยรักษาสดลภาพและบริหารความผันผวนของระบบไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

 

• ควบคุมต้นทุนและค่าไฟ: ตั้งเป้าหมายบริหารจัดการโครงสร้างเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี เช่น ก๊าซธรรมชาติร่วมกับระบบดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) ควบคู่มาตรการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response - DR) เพื่อควบคุมค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนไม่ให้เกิน 4 บาทต่อหน่วย

 

ทั้ง 4 แนวทางพยายามหาคำตอบเดียวกัน คือจะจัดสมดุลระหว่าง Security – Ecology – Economy หรือความมั่นคงทางไฟฟ้า ความเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และความสามารถในการแข่งขันทางเศรษฐกิจอย่างไร

 

ทั้งหมดนี้ทำให้ PDP2026 แตกต่างจากการวางแผนไฟฟ้าแบบเดิม เพราะไม่ได้มองอนาคตเพียงฉากทัศน์เดียว แต่พยายามเปิดพื้นที่ให้ระบบสามารถเลือกเส้นทางตามต้นทุน เทคโนโลยี และสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป

 

แต่การมีหลายฉากทัศน์ไม่ได้หมายความว่าความเสี่ยงจะหายไป ตรงกันข้าม ความเสี่ยงสำคัญของ PDP2026 คือการตัดสินใจวันนี้อาจกลายเป็นภาระต้นทุนระยะยาว หากสมมติฐานเกี่ยวกับเศรษฐกิจ เทคโนโลยี หรือพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าเปลี่ยนเร็วกว่าที่คาด..

 

 

จุดเสี่ยงที่ 1 Data Center อาจกลายเป็น “ตัวแปรใหญ่ที่สุด” ของระบบไฟฟ้าไทย

หนึ่งในโจทย์ที่ทำให้ PDP2026 แตกต่างจาก PDP ในอดีต คือการเติบโตของ Data Center และเศรษฐกิจ AI เพราะ Data Center ไม่ได้ต้องการเพียงไฟฟ้าจำนวนมาก

 

แต่ต้องการไฟฟ้าที่มีความต่อเนื่องและเสถียรสูง รวมถึงต้องการแหล่งพลังงานสะอาดเพื่อให้สอดคล้องกับมาตรฐาน ESG และห่วงโซ่อุปทานของบริษัทเทคโนโลยีระดับโลก

 

สนพ. จึงจัดทำค่าพยากรณ์ Data Center เป็น 3 ฉากทัศน์ โดยกรณีต่ำ ซึ่งพิจารณาเฉพาะโครงการที่มีความชัดเจน จะมีความต้องการไฟฟ้าเพิ่มจาก 1,065 MW ในปี 2569 ไปอยู่ที่ 6,799 MW ในปี 2593 ส่วนกรณีกลาง ซึ่งรวมกลุ่มที่มีศักยภาพลงทุนและโครงสร้างพื้นฐานรองรับ จะขึ้นไปถึง 8,811 MW ในปี 2593

 

แต่กรณีสูงคือจุดที่ต้องจับตา เพราะรวมผู้ที่ยื่นหรือแสดงความต้องการใช้ไฟฟ้ากับ กฟน. และ กฟภ. ทั้งหมด โดยเริ่มจาก 4,004 MW ในปี 2569 เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว และเริ่มทรงตัวประมาณปี 2576 ที่ 19,085 MW ก่อนแตะ 19,808 MW ในปี 2593

 

ตัวเลขเกือบ 20,000 MW ไม่ควรถูกตีความว่าเป็น “ความต้องการที่เกิดขึ้นแน่นอน” ทั้งหมด เพราะนี่คือกรณีสูงจากคำขอและความสนใจใช้ไฟฟ้า แต่ตัวเลขดังกล่าวสะท้อนขนาดของความเป็นไปได้ที่ระบบไฟฟ้าต้องเตรียมรับมือ

 

ความเสี่ยงจึงอยู่ที่การลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน หากรัฐสร้างกำลังผลิตและระบบส่งล่วงหน้าโดยอิงกรณีสูงมากเกินไป อาจเกิดสินทรัพย์ส่วนเกินและต้นทุนที่ผู้ใช้ไฟต้องแบกรับ

 

แต่หากเตรียมระบบน้อยเกินไป ประเทศก็อาจไม่สามารถรองรับ Data Center ที่เข้ามาลงทุนจริง และสูญเสียโอกาสทางเศรษฐกิจให้กับประเทศคู่แข่ง

 

โจทย์ของ PDP2026 จึงไม่ใช่เพียง “พยากรณ์ให้แม่น” แต่ต้องสร้างระบบที่สามารถขยายตัวได้อย่างยืดหยุ่นตามความต้องการจริง

 

จุดเสี่ยงที่ 2 ไฟฟ้าสะอาดต้องมากับ “ไฟฟ้าที่จ่ายได้จริง”

PDP2026 กำลังเพิ่มบทบาทของพลังงานหมุนเวียนอย่างมาก โดยเฉพาะ Solar และ Wind แต่ความท้าทายไม่ได้อยู่ที่การเพิ่มจำนวนเมกะวัตต์เพียงอย่างเดียว เพราะไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์และลมเป็น Variable Renewable Energy หรือ VRE ซึ่งผลิตได้ไม่เท่ากันในแต่ละช่วงเวลา

 

เมื่อสัดส่วน VRE สูงขึ้น ระบบจึงต้องมีสิ่งที่สามารถเข้ามารักษาสมดุลในช่วงที่พลังงานหมุนเวียนผลิตไม่ได้ตามความต้องการ ไม่ว่าจะเป็น BESS, โรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ, Demand Response, ระบบส่งไฟฟ้าที่มีความยืดหยุ่น หรือกำลังผลิตที่สามารถเดินเครื่องได้ตามความต้องการ

 

กกพ. เองได้ศึกษาผลกระทบจากการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน โดยหารือร่วมกับ กฟผ. กฟน. กฟภ. รวมถึงนักวิชาการจาก TDRI และจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัยในประเด็นความมั่นคงของระบบ การบริหารกำลังผลิต และการเชื่อมต่อโครงข่าย

 

ดังนั้น การประกาศว่า “พลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น” จึงไม่เพียงพอ ต้องตอบให้ได้ด้วยว่า เมื่อไม่มีแดด ไม่มีลม หรือเกิดความต้องการไฟฟ้าสูงในช่วงเวลาที่ Solar ผลิตไม่ได้ ระบบจะเอาไฟฟ้าจากไหนมารักษาความมั่นคง

 

นี่คือเหตุผลที่ PDP2026 ต้องพึ่งพา BESS และกำลังผลิตแบบ Firm มากขึ้น

 

จุดเสี่ยงที่ 3 BESS อาจใหญ่กว่าที่สังคมกำลังเข้าใจ

ประเด็นหนึ่งที่ควรแก้ไขจากข้อมูลเดิมอย่างชัดเจนคือ ตัวเลข BESS ในร่าง PDP2026 ล่าสุดไม่ได้อยู่ที่ 14,500 MW ตามที่มีการกล่าวถึงในบางบทวิเคราะห์

 

ข้อมูลล่าสุดจากแนวทางจัดหากำลังผลิตที่เปิดเผยเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม ระบุว่า ในกรณีฐานมี BESS ประมาณ 54,500 MW หรือ 218,000 MWh ขณะที่แนวทางที่ 3 และ 4 อยู่ที่ประมาณ 55,000 MW หรือ 220,000 MWh

 

ตัวเลขนี้สะท้อนการเปลี่ยนแปลงวิธีคิดของระบบไฟฟ้าไทยอย่างชัดเจน เพราะ BESS ไม่ได้ถูกมองเป็นเพียงอุปกรณ์เสริม แต่กำลังกลายเป็นองค์ประกอบสำคัญของระบบไฟฟ้าที่มีพลังงานหมุนเวียนสูง

 

อย่างไรก็ตาม BESS ขนาดมหาศาลย่อมมาพร้อมคำถามเรื่องเงินลงทุน อายุการใช้งาน การเปลี่ยนแบตเตอรี่ ความปลอดภัย การจัดการแบตเตอรี่หมดอายุ การใช้พื้นที่ และต้นทุนตลอดอายุโครงการ

 

ความเสี่ยงจึงไม่ได้อยู่ที่ว่า “แบตเตอรี่ทำงานได้หรือไม่” แต่คือ ต้นทุนระบบทั้งหมดจะเป็นเท่าใดเมื่อประเทศไทยต้องใช้ BESS ในระดับหลายหมื่นเมกะวัตต์

 

หากต้นทุนเทคโนโลยีลดลงเร็วกว่าคาด BESS จะกลายเป็นตัวช่วยสำคัญในการลดการพึ่งพาโรงไฟฟ้าฟอสซิล แต่หากต้นทุนลดลงช้ากว่าคาด การเร่งลงทุนจำนวนมากก็อาจกลายเป็นแรงกดดันต่อค่าไฟในอนาคต

 

 

จุดเสี่ยงที่ 4 SMR 9,000 MW ไม่ใช่เพียงเรื่องเทคโนโลยี แต่คือเรื่อง “กฎหมายและความเชื่อมั่น”

ประเด็นที่โดดเด่นที่สุดของ PDP2026 คือการบรรจุ SMR หรือ Small Modular Reactor กำลังผลิตรวมประมาณ 9,000 MW ไว้ในทั้ง 4 แนวทาง เป็นครั้งแรกในระดับแผนฉบับใหม่

 

เหตุผลสำคัญคือ SMR ถูกมองเป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าที่สามารถจ่ายไฟได้ต่อเนื่อง และช่วยสร้างสมดุลกับพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน

 

แต่การใส่ SMR 9,000 MW ลงในแผนไม่ได้แปลว่าไทยมีโรงไฟฟ้า 9,000 MW พร้อมสร้างในทันที สิ่งที่ยังต้องเกิดขึ้นอีกมากคือการพัฒนาเทคโนโลยี การเลือกพื้นที่ การประเมินความปลอดภัย การพัฒนาบุคลากร การกำกับดูแล การจัดการกากกัมมันตรังสี การประกันภัย ตลอดจนการยอมรับของประชาชนและชุมชน

 

(อ่านเพิ่มเติม: ยุทธศาสตร์เตาปฏิกรณ์ขนาดเล็ก (SMR) อนาคตพลังงานโลกที่มาถึงไวกว่าที่คิด? / ผ่า SMR ชวนหาคำตอบ เกิด -ไม่เกิด? กับ 'สำนักงานปรมาณูเพื่อสันติ' / ไขความคิด จริงหรือ "โรงไฟฟ้านิวเคลียร์" คือคำตอบวิกฤตพลังงาน?)

 

จุดนี้ทำให้กฎหมาย Nuclear Liability กลายเป็นชิ้นส่วนสำคัญของ PDP2026

ล่าสุดสำนักงานปรมาณูเพื่อสันติ (ปส.) เดินหน้าร่างพระราชบัญญัติความรับผิดทางแพ่งต่อความเสียหายทางนิวเคลียร์ โดยร่างผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็นและได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการพลังงานนิวเคลียร์แล้ว และอยู่ระหว่างเตรียมเสนอเข้าสู่การพิจารณาของสภาผู้แทนราษฎร

 

สาระสำคัญคือกำหนดให้ผู้ประกอบการรับผิดในความเสียหายทางนิวเคลียร์โดยหลักความรับผิดเด็ดขาด โดยมีข้อยกเว้นบางกรณี เช่น สงคราม การกระทำอันเป็นปฏิปักษ์ สงครามกลางเมือง หรือการจลาจล

 

และกำหนดเพดานความรับผิดสำหรับอุบัติการณ์หนึ่งครั้งไว้ที่ 300 ล้าน SDR พร้อมกำหนดให้ผู้ประกอบการต้องมีประกันภัยหรือหลักประกันทางการเงินไม่น้อยกว่าเพดานดังกล่าว

 

ในเรื่องอายุความ ร่างกฎหมายกำหนดให้กรณีความเสียหายต่อชีวิต ร่างกาย และอนามัย สามารถเรียกร้องได้ภายใน 30 ปีนับจากอุบัติการณ์ ส่วนความเสียหายประเภทอื่นภายใน 10 ปี ขณะที่มีกรอบ 3 ปีนับจากวันที่ผู้เสียหายรู้หรือควรได้รู้ถึงความเสียหาย

 

ดังนั้น จุดเสี่ยงของ SMR จึงไม่ได้อยู่ที่คำถามว่า “SMR สะอาดหรือไม่” เพราะในเชิงการปล่อยคาร์บอน SMR มีศักยภาพเป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ

 

แต่คำถามสำคัญกว่าคือ ประเทศไทยพร้อมสร้างระบบนิเวศทางกฎหมาย สถาบันกำกับดูแล การเงิน การประกันภัย และการยอมรับทางสังคมสำหรับนิวเคลียร์หรือยัง

 

 

จุดเสี่ยงที่ 5 CCS ยังเป็นการเดิมพันกับเทคโนโลยีอนาคต

อีกหนึ่งความแตกต่างสำคัญของ PDP2026 คือการออกแบบ 4 แนวทางโดยนำต้นทุน Carbon Capture and Storage หรือ CCS เข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของสมการในบางแนวทาง

 

แนวทางที่ 2 ใช้ต้นทุน CCS เป็นส่วนหนึ่งของการประเมินเพื่อสนับสนุนเป้าหมาย Net Zero ขณะที่แนวทางที่ 3 เลือกเส้นทางที่ไม่พึ่งพา CCS และเพิ่มพลังงานหมุนเวียนกับระบบกักเก็บพลังงานมากขึ้น ส่วนแนวทางที่ 4 ใช้ก๊าซธรรมชาติร่วมกับ CCS และพลังงานหมุนเวียน

 

การเปิดไว้หลายแนวทางถือเป็นเรื่องดี เพราะทำให้รัฐไม่จำเป็นต้องเดิมพันกับเทคโนโลยีเพียงชนิดเดียว

 

แต่ในทางกลับกันก็สะท้อนความไม่แน่นอนว่า CCS จะสามารถลดต้นทุนลงมาอยู่ในระดับที่เหมาะสมกับระบบไฟฟ้าไทยได้เร็วเพียงใด

 

ความเสี่ยงของ CCS จึงควรถูกมองในฐานะ “ความเสี่ยงจากสมมติฐาน” มากกว่าการสรุปล่วงหน้าว่า CCS ใช้ไม่ได้ เพราะเทคโนโลยียังมีการพัฒนาและมีโครงการใช้งานในหลายประเทศ แต่การนำ CCS มาเป็นฐานรองรับการลดคาร์บอนจำนวนมากย่อมต้องพิสูจน์ทั้งด้านต้นทุน ประสิทธิภาพ โครงสร้างพื้นฐาน การขนส่งและกักเก็บ CO₂ รวมถึงความสามารถในการดำเนินงานจริงในประเทศไทย

 

จุดเสี่ยงที่ 6 ก๊าซธรรมชาติยังไม่หายไปจากระบบ

แม้ PDP2026 จะเดินหน้าไปสู่พลังงานสะอาดมากขึ้น แต่ก๊าซธรรมชาติยังคงมีบทบาทในช่วงเปลี่ยนผ่าน

 

แนวทางฐานล่าสุดยังจัดสรรกำลังผลิตก๊าซธรรมชาติใหม่ตามสัญญารับซื้อไฟฟ้าประมาณ 24,500 MW ขณะที่บางแนวทางลดกำลังผลิตก๊าซลงและเพิ่ม Solar, Wind และ BESS ขึ้นอย่างมาก

 

นี่เป็นความย้อนแย้งที่หลีกเลี่ยงไม่ได้ของการเปลี่ยนผ่านพลังงาน เพราะยิ่งเพิ่มพลังงานหมุนเวียน ระบบก็ยิ่งต้องการทรัพยากรที่ช่วยสร้างความยืดหยุ่นในช่วงที่ Renewable ผลิตไม่ได้

 

ในเวลาเดียวกัน ไทยยังมีความเสี่ยงจากราคาก๊าซธรรมชาติและ LNG ในตลาดโลก หากสัดส่วนการพึ่งพาก๊าซยังสูง ต้นทุนไฟฟ้าก็ยังมีความเชื่อมโยงกับความผันผวนของตลาดพลังงานระหว่างประเทศ

 

TDRI เตือนประเด็นนี้ในข้อเสนอด้านเสถียรภาพพลังงานปี 2569 โดยเสนอให้ประเทศไทยลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงนำเข้า ผ่านพลังงานแบบกระจายศูนย์ Solar Rooftop, Behind-the-meter Battery และ Microgrid รวมถึงเปิดการเข้าถึงโครงข่ายและปฏิรูปตลาดไฟฟ้า

 

ดังนั้น ความท้าทายของ PDP2026 ไม่ใช่การ “เลิกใช้ก๊าซทันที” แต่คือการกำหนดเส้นทางให้ชัดว่า ก๊าซจะทำหน้าที่เป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านนานเพียงใด และจะลดความเสี่ยงด้านราคาอย่างไร

 

จุดเสี่ยงที่ 7 Demand Response ต้องเปลี่ยน “ผู้ใช้ไฟ” ให้กลายเป็นส่วนหนึ่งของโรงไฟฟ้า

หนึ่งในกลไกที่น่าสนใจที่สุดของ PDP2026 คือ Demand Response หรือ DR เพราะเป็นการเปลี่ยนวิธีคิดจากการสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับ Peak ไปเป็นการจูงใจให้ผู้ใช้ไฟปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า

 

ล่าสุด สนพ. มีเป้าหมายผลักดัน DR มากกว่า 2,000 MW เข้าไปในร่าง PDP2026 และวางโรดแมปนำร่อง 4 ปี ระหว่าง 2571–2574 โดยเริ่มจาก 50 MW ในปี 2571 เพิ่มเป็น 100 MW ในปี 2572, 200 MW ในปี 2573 และ 300 MW ในปี 2574

 

รูปแบบการจ่ายผลตอบแทนแบ่งเป็น Availability Payment หรือค่าความพร้อม และ Energy Payment หรือค่าพลังงานที่ลดได้จริง โดยอัตรา AP ในโครงการนำร่องที่ศึกษาอยู่ที่ 89.1384 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ขณะที่ EP จะผันแปรตามต้นทุนเชื้อเพลิงที่ระบบประหยัดได้

 

จุดแข็งของ DR คือหากผู้ใช้ไฟสามารถลดหรือเลื่อนการใช้ไฟในช่วง Peak ได้จริง ประเทศอาจลดความจำเป็นในการลงทุนโรงไฟฟ้าที่ใช้เพียงไม่กี่ชั่วโมงต่อปี และลดการนำเข้า LNG ได้

 

แต่ความเสี่ยงอยู่ที่ “ความสามารถในการทำให้ DR เกิดขึ้นจริง”

 

หากต้องการให้ DR เป็นโรงไฟฟ้าเสมือนจริง ระบบจำเป็นต้องมี Smart Meter, Energy Management System, Load Aggregator และกฎเกณฑ์ที่เปิดให้ผู้รวบรวมโหลดเอกชนเข้ามาแข่งขัน รวมถึงระบบที่สามารถตอบสนองคำสั่งลดโหลดได้อย่างแม่นยำ

 

พูดง่าย ๆ คือ ไทยต้องเปลี่ยนจากระบบไฟฟ้าที่มองผู้บริโภคเป็น “คนรับไฟ” ไปสู่ระบบที่มองผู้บริโภคบางกลุ่มเป็น ทรัพยากรของระบบไฟฟ้า

(อ่านรายละเอียด: "โพรซูเมอร์" (Prosumer) พลิกอนาคตพลังงาน เมื่อผู้ใช้ไฟฟ้ากลายเป็นผู้ผลิตได้เอง)

 

จุดเสี่ยงที่ 8 Direct PPA ต้องเปิดตลาดโดยไม่สร้างต้นทุนใหม่ให้ผู้ใช้ไฟส่วนใหญ่

Direct PPA เป็นอีกกลไกที่ถูกจับตามอง เพราะ Data Center และอุตสาหกรรมเทคโนโลยีต้องการไฟฟ้าสะอาดที่ตรวจสอบแหล่งที่มาได้

 

กพช. เคยอนุมัติกรอบนำร่อง Direct PPA ผ่าน Third Party Access หรือ TPA สำหรับไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนไม่เกิน 2,000 MW โดยมุ่งรองรับการลงทุน Data Center และการพัฒนาอุตสาหกรรมใน EEC

 

กกพ. ได้เดินหน้าจัดทำหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการ TPA โดยมีการรับฟังความคิดเห็นแล้วในปี 2568 และระบุชัดว่าโครงการนำร่องนี้เป็นกลไกเพื่อเปิดให้ผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟรายใหญ่สามารถเข้าถึงโครงข่ายของรัฐได้

 

TDRI ก็เสนอให้ประเทศไทยเดินหน้า Third Party Access และขยาย Direct PPA เพื่อให้ผู้ใช้ไฟสามารถเข้าถึงไฟฟ้าสะอาดได้มากขึ้น โดยเฉพาะในบริบทที่ Data Center ต้องการไฟฟ้าสะอาดจำนวนมาก

 

แต่ Direct PPA มีโจทย์สำคัญที่ต้องตอบให้ชัด นั่นคือ ใครเป็นผู้รับภาระต้นทุนของระบบเมื่อผู้ใช้รายใหญ่เลือกซื้อไฟฟ้าโดยตรง

 

เพราะระบบไฟฟ้าไม่ได้มีเพียงค่าไฟฟ้าของหน่วยพลังงาน แต่ยังมีต้นทุนสายส่ง ระบบสำรอง การรักษาความถี่ การควบคุมแรงดัน และบริการเสริมความมั่นคงของระบบ

 

ดังนั้น การเปิดตลาดจึงไม่ควรหมายถึงการเปิดให้บางกลุ่มเลือกซื้อไฟสะอาดราคาดีที่สุด ขณะที่ต้นทุนระบบส่วนที่เหลือถูกกระจายกลับไปยังผู้ใช้ไฟรายอื่น

 

นี่คือโจทย์สำคัญของการออกแบบตลาดไฟฟ้าไทยในระยะต่อไป

 

 

จุดเสี่ยงที่ 9 ค่าไฟฟ้าไม่ควรถูกมองแค่ “ราคาต่อหน่วย”

ประเด็นค่าไฟเป็นหัวใจของ PDP2026 แต่การตั้งเป้าว่าค่าไฟจะ “ไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วยตลอดแผน” ควรระมัดระวังในการนำเสนอ เพราะจากข้อมูลล่าสุดที่เปิดเผยต่อสาธารณะ ยังไม่ควรสรุปว่า PDP2026 ฉบับสุดท้ายมีตัวเลขดังกล่าวเป็นข้อผูกพันตายตัว

 

สิ่งที่ชัดเจนกว่า คือหนึ่งในหลักการของแผนคือ Economy หรือความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ และการออกแบบ 4 แนวทางกำลังพยายามหาจุดสมดุลระหว่างต้นทุน ความมั่นคง และการลดคาร์บอน

 

ที่สำคัญ “ค่าไฟถูก” กับ “ต้นทุนระบบต่ำ” ไม่จำเป็นต้องเป็นเรื่องเดียวกันเสมอไป หากรัฐกดค่าไฟระยะสั้นด้วยการชะลอการลงทุน แต่ทำให้ระบบส่งไม่เพียงพอ หรือทำให้ต้องใช้ LNG ราคาแพงในภายหลัง ต้นทุนก็อาจกลับมาในรูปแบบอื่น

 

ในทางกลับกัน หากเร่งลงทุนโรงไฟฟ้า BESS และระบบส่งจำนวนมากเกินความต้องการจริง ค่าไฟในอนาคตก็อาจแบกรับต้นทุนสินทรัพย์ที่ใช้ไม่เต็มประสิทธิภาพ

 

ดังนั้น ตัวชี้วัดที่ควรจับตาไม่ใช่แค่ “ค่าไฟกี่บาทต่อหน่วย” แต่ควรดู ต้นทุนระบบตลอดอายุโครงการ ความเสี่ยงเชื้อเพลิง ความเสี่ยงอัตราแลกเปลี่ยน ต้นทุนระบบส่ง ต้นทุนสำรอง และต้นทุนคาร์บอน ประกอบกัน

 

จุดเสี่ยงที่ 10 เป้าหมาย Net Zero ของไทยเปลี่ยนแล้ว และ PDP2026 ต้องวิ่งให้ทัน

อีกเรื่องที่ต้องปรับจากข้อมูลเดิมคือเป้าหมาย Net Zero ของประเทศไทย

เดิมกรอบนโยบายไทยกำหนด Carbon Neutrality ภายในปี 2050 และ Net Zero ภายในปี 2065 แต่รัฐบาลได้เร่งเป้าหมาย Net Zero เป็น ปี 2050 ในช่วงปลายปี 2568 และยืนยันแนวนโยบายดังกล่าวต่อเนื่องในปี 2569

 

กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมยืนยันในเดือนกรกฎาคม 2569 ว่าไทยเดินหน้าตาม NDC 3.0 และเป้าหมาย Net Zero 2050 พร้อมใช้มาตรการด้านกฎหมาย เศรษฐศาสตร์ การเงิน และเทคโนโลยีเพื่อขับเคลื่อนการเปลี่ยนผ่าน

 

นั่นหมายความว่า PDP2026 ไม่สามารถใช้สมมติฐานแบบเดิมได้อีกต่อไป

ระบบไฟฟ้าต้องลดการปล่อยคาร์บอนให้เร็วพอที่จะสนับสนุนเป้าหมายระดับประเทศ ขณะเดียวกันต้องรองรับการลงทุนใหม่ที่ต้องการไฟฟ้าสะอาด เช่น Data Center และอุตสาหกรรมสีเขียว

 

หากไฟฟ้าไทยยังมีคาร์บอนสูงเกินไป ประเทศอาจสูญเสียความได้เปรียบในการดึงดูดการลงทุนจากบริษัทที่มีเป้าหมายใช้ไฟฟ้าสะอาด 100%

นี่จึงเป็นเหตุผลว่าทำไม PDP2026 ไม่ใช่เพียงแผนพลังงาน แต่กำลังกลายเป็น แผนยุทธศาสตร์อุตสาหกรรมของประเทศ

 

สิ่งที่ PDP2026 ต้องระวังที่สุด คือ “สร้างมากเกินไป” และ “สร้างไม่ทัน” พร้อมกัน

 

ความย้อนแย้งสำคัญที่สุดของ PDP2026 คือประเทศไทยอาจเผชิญความเสี่ยงสองด้านพร้อมกัน

 

ด้านหนึ่ง หากรัฐประเมิน Data Center สูงเกินจริงแล้วเร่งสร้างโรงไฟฟ้า ระบบส่ง และ BESS จำนวนมหาศาล ประเทศอาจมีต้นทุนสินทรัพย์ส่วนเกินและประชาชนต้องรับภาระค่าไฟในระยะยาว

 

อีกด้านหนึ่ง หากรัฐประเมิน Data Center ต่ำเกินไป หรือระบบส่งและกำลังผลิตสะอาดไม่พร้อมตามการลงทุนจริง ประเทศอาจเสียโอกาสทางเศรษฐกิจ เพราะ Data Center และอุตสาหกรรม AI ไม่สามารถรอให้ระบบไฟฟ้าพร้อมในอีก 10 ปีข้างหน้าได้

 

นี่คือเหตุผลที่การวางแผนแบบ Multi-Scenario มีความสำคัญ และควรทำให้เป็น “ระบบปรับตัว” มากกว่าจะเป็นเพียงตัวเลือก 4 ฉบับที่เลือกแล้วจบ

 

ทางออกอาจไม่ใช่โรงไฟฟ้าเพิ่ม แต่คือ “ระบบไฟฟ้าที่ฉลาดขึ้น”

เมื่อมองภาพรวม PDP2026 จะพบว่าคำตอบของระบบไฟฟ้าในอนาคตไม่ได้อยู่ที่โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่เพียงอย่างเดียว

 

Solar Rooftop, BESS, Microgrid, Smart Grid, Demand Response, EV, V2G, Direct PPA และ Distributed Energy Resource กำลังกลายเป็นส่วนหนึ่งของระบบไฟฟ้า

 

TDRI เสนอให้ประเทศไทยเร่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ ควบคู่กับการปฏิรูปตลาดไฟฟ้าและการพัฒนาระบบ Smart Grid เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นของระบบและลดการพึ่งพา LNG

 

ขณะที่ข้อเสนอเกี่ยวกับการปลดล็อก Solar ของ TDRI ชี้ให้เห็นความสำคัญของ Third Party Access เพื่อให้ผู้ผลิตไฟฟ้าสะอาดสามารถใช้โครงข่ายของรัฐส่งไฟฟ้าไปยังผู้บริโภคได้

 

โดยมองว่ากลไกนี้สามารถช่วยขยายการเข้าถึงไฟฟ้าสะอาดได้มากกว่าการจำกัดอยู่เฉพาะการติดตั้ง Solar ในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟเอง

 

นั่นหมายความว่า Smart Grid ไม่ควรถูกมองเป็นเพียงโครงการด้านเทคโนโลยี แต่ต้องเป็น โครงสร้างพื้นฐานของตลาดไฟฟ้าแบบใหม่

 

และหากจะสรุป “จุดเสี่ยง PDP2026” ในประโยคเดียว อาจกล่าวได้ว่า โจทย์ใหญ่ไม่ได้อยู่ที่ประเทศไทยจะมีไฟฟ้าเพียงพอหรือไม่ แต่อยู่ที่เราจะสร้างไฟฟ้าแบบไหน ใครเป็นผู้ลงทุน ใครเป็นผู้จ่าย และระบบที่สร้างขึ้นวันนี้จะยังเหมาะสมกับประเทศไทยในอีก 10–20 ปีข้างหน้าหรือไม่

 

PDP2026 จึงควรเป็นแผนที่ “ปรับได้” มากกว่าแผนที่ “ล็อกตาย” การทบทวนสมมติฐานเป็นระยะ การเปิดเผยข้อมูลต้นทุนอย่างโปร่งใส การรับฟังความคิดเห็นจากผู้ใช้ไฟ ภาคอุตสาหกรรม นักวิชาการ และชุมชน รวมถึงการกำหนดกลไกปรับแผนเมื่อเทคโนโลยีหรือความต้องการเปลี่ยนไป จะมีความสำคัญไม่แพ้ตัวเลขกำลังผลิตที่อยู่ในแผน

 

เพราะท้ายที่สุดแล้ว การเปลี่ยนผ่านพลังงานที่ประสบความสำเร็จไม่ได้วัดจากจำนวนเมกะวัตต์ของพลังงานสะอาดที่ถูกบรรจุไว้ในกระดาษ แต่ต้องวัดจากการที่ประเทศไทยสามารถมี ไฟฟ้าที่สะอาด มั่นคง ยืดหยุ่น และมีต้นทุนที่แข่งขันได้จริง พร้อมกับไม่ผลักภาระจากการเปลี่ยนผ่านทั้งหมดไปยังประชาชนรุ่นต่อไป

 

 

แหล่งข้อมูลอ้างอิง:

• สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน — ข้อมูลการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและความคืบหน้า PDP2026
• คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) — ข้อมูล Direct PPA, Third Party Access และผลกระทบจากการเพิ่ม Renewable Energy
• สำนักงานปรมาณูเพื่อสันติ — ข้อมูลร่างกฎหมายความรับผิดทางแพ่งต่อความเสียหายทางนิวเคลียร์
• กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม — เป้าหมาย Net Zero 2050 และ NDC 3.0
• TDRI — ข้อเสนอปฏิรูปโครงสร้างตลาดไฟฟ้า พลังงานกระจายศูนย์ TPA และ Direct PPA
• ข้อมูลความคืบหน้าร่าง PDP2026 วันที่ 17–24 สิงหาคม 2569 ซึ่งใช้ประกอบการตรวจสอบตัวเลขล่าสุดของ Data Center, SMR, BESS และ DR