สรุปประเด็นสำคัญจากรายงานวิจัย Thailand: Turning Point for a Net-Zero Power Grid โดย BloombergNEF

BloombergNEF (BNEF) ซึ่งเป็นหน่วยวิจัยเชิงกลยุทธ์ชั้นนำที่ครอบคลุมทั้งประเด็นเรื่องพลังงานสะอาด การขนส่งขั้นสูง อุตสาหกรรมดิจิทัล ผลิตภัณฑ์ทางนวัตกรรม ภายใต้บริษัท Bloomberg L.P. ซึ่งในช่วงเวลาที่ผ่านมา BloombergNEF (BNEF) ได้ออกรายงานวิจัยด้านต้นทุนพลังงานในหลากหลายประเทศในแถบเอเชียตะวันออก ทั้ง Bangladesh Power Sector at the Crossroads  ของบังกลาเทศ หรือ Vietnam:  A TechnoEconomic Analysis of Power Generation ของประเทศเวียดนาม  ล่าสุด BloombergNEF (BNEF) ได้ออกรายงาน Thailand: Turning Point for a Net-Zero Power Grid ซึ่งเป็นเนื้อหาเรื่องต้นทุนพลังงานของประเทศไทย ซึ่งรายงานดังกล่าวจะแสดงถึงต้นทุนพลังงานของไทยจากเชื้อเพลิงต่างๆ ทั้งในปัจจุบันและคาดการณ์ไปสู่อนาคต โดยมีประเด็นที่น่าสนใจที่ปรากฏในรายงาน โดยทาง JustPow สรุปประเด็นสำคัญจากรายงานฉบับดังกล่าวออกมาได้ดังนี้

1. Executive summary

• ประเทศไทยตั้งเป้าหมายที่จะบรรลุความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี 2050 และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2065 ควบคู่ไปกับการสร้างความมั่นคงด้านพลังงานและราคาที่ประชาชนสามารถจ่ายได้
• การวิเคราะห์ของ BNEF ชี้ว่าการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเป็นแนวทางที่คุ้มค่าที่สุดสำหรับประเทศไทยในการบรรลุเป้าหมายเหล่านี้
• การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพื่อใช้ไฮโดรเจนผสม, การเผาไหม้ร่วมกับแอมโมเนีย หรือการติดตั้งเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน เป็นแนวทางที่แพงกว่าและมีประสิทธิภาพน้อยกว่าในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
• ในร่าง PDP2024  พลังงานแสงอาทิตย์มีสัดส่วนครึ่งหนึ่งของการเพิ่มกำลังผลิตใหม่ (43 กิกะวัตต์) ที่วางแผนไว้ระหว่างปี 2024 ถึง 2037 (2567-2580) การวิเคราะห์ทางเศรษฐศาสตร์ของ BloombergNEF สนับสนุนการให้ความสำคัญกับพลังงานแสงอาทิตย์ เนื่องจากเป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าจำนวนมากที่ถูกที่สุดในประเทศไทย
  • ต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ใหม่ในประเทศไทยอยู่ที่ 33-75$/MWh (0.91-2.06 บาท/MWh) ซึ่งต่ำกว่าต้นทุนของโรงไฟฟ้าก๊าซ (Combined-Cycle Gas Turbine หรือ CCGT) แห่งใหม่ (79-86$/MWh) และโรงไฟฟ้าถ่านหินที่สร้างใหม่ (74-96$/MWh)

• ภายใต้ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2024 ของไทย (ครอบคลุมระยะเวลาตั้งแต่ปี 2024 ถึง 2037) วางแผนที่จะผสมผสานไฮโดรเจนสะอาดกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ ภายในปี 2030 แต่ BloombergNEF ชี้ว่านี่ไม่ใช่แนวทางที่คุ้มค่าที่สุดในการลดคาร์บอน การวิเคราะห์แนะนำว่า ประเทศไทยควรให้ความสำคัญกับการใช้ไฮโดรเจนสะอาด สำหรับภาคส่วนอื่นๆ ที่ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ยาก (hard-to-abate sectors) โดยเฉพาะภาคส่วนที่จะเปลี่ยนมาใช้ไฟฟ้าแทนได้ยาก เนื่องจากพลังงานหมุนเวียนโดยตรงมีประสิทธิภาพและราคาถูกกว่าในการลดคาร์บอนในภาคพลังงาน
• เพื่อจัดการกับความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน ประเทศไทยสามารถใช้พลังงานน้ำสูบกลับและระบบกักเก็บพลังงานจากแบตเตอรี่
  • โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ควบคู่กับแบตเตอรี่ มีต้นทุนพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย (LCOE) ที่ต่ำกว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่แล้ว
  • ในปี 2050 ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซที่ปรับปรุงใหม่ให้ใช้ไฮโดรเจนสีเขียว 100% จะมีราคาแพงกว่าไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์ที่เก็บพลังงานไว้ในแบตเตอรี่ ถึง 3.3 เท่า

• การพึ่งพาโรงไฟฟ้าก๊าซและการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้นของไทย ทำให้ราคาพลังงานสูงขึ้นแล้ว รายงานเสนอว่าไทยควรค่อยๆ เลิกใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนและขยายแหล่งพลังงานสะอาด

2. Introduction

• สถานการณ์พลังงานปัจจุบันของไทย: ประเทศไทยเป็นผู้ใช้ไฟฟ้ามากเป็นอันดับสามในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ และในอดีตพึ่งพิงก๊าซธรรมชาติในประเทศเป็นหลักในการผลิตไฟฟ้า
  แต่เนื่องจากการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศลดลง ประเทศไทยจึงต้องนำเข้า LNG มากขึ้น ซึ่งส่งผลต่อต้นทุนพลังงาน – ในปี 2024 ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด ตามด้วยถ่านหิน ในขณะที่พลังงานหมุนเวียนยังมีสัดส่วนน้อย
  • ประเทศไทยมีการซื้อขายไฟฟ้ากับลาว มาเลเซีย และกัมพูชา และมีการนำเข้าไฟฟ้าสุทธิในปริมาณที่สำคัญ

• โครงสร้างตลาดไฟฟ้า: ตลาดไฟฟ้าของไทยเป็นระบบผู้ซื้อรายเดียว โดยมี กฟผ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าหลักและผู้ควบคุมระบบส่งไฟฟ้า กฟผ. ยังรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และจำหน่ายให้กับ กฟน. และ กฟภ. นอกจากนี้ ยังมีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ผลิตรายเล็ก SPP/VSPP กับ กฟน./กฟภ. โดยตรง
• ภายใต้ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2024 ประเทศไทยยังวางแผนที่จะผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติในอัตราส่วน 5% เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซทั้งหมดที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้าภายในปี 2030

นอกเหนือจากการขยายกำลังผลิตพลังงานหมุนเวียนแล้ว ประเทศไทยยังได้ดำเนินการเผาไหม้ร่วมชีวมวลกับถ่านหินในระดับเล็ก ภายใต้แผนงานการดักจับและกักเก็บคาร์บอนของประเทศไทย กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติยังวางแผนโครงการนำร่องเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน 13 โครงการในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ การผลิตไฟฟ้าพลังความร้อน และอุตสาหกรรมซีเมนต์ ในช่วงระหว่างปี 2023 ถึง 2037

3. Economic analysis 

• ต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศไทยลดลงอย่างรวดเร็วตั้งแต่ปี 2019 ด้วยราคาอุปกรณ์พลังงานแสงอาทิตย์ที่ลดลง และการติดตั้งที่เพิ่มขึ้นในประเทศ 
• ในขณะเดียวกัน ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซ (CCGT) ขึ้นอยู่กับราคา LNG ทั่วโลกที่มีความผันผวนมากขึ้น เนื่องจากการพึ่งพาการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้น
• พลังงานแสงอาทิตย์ระดับสาธารณูปโภค (Utility-scale solar) เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าจำนวนมากแห่งใหม่ที่ถูกที่สุดในประเทศไทยแล้ว

ต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) จากโรงไฟฟ้าใหม่ในประเทศไทย แยกตามประเภทพลังงาน

• โซลาร์เซลล์+แบตเตอรี่ ถูกกว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแล้ว
  • โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งพร้อมแบตเตอรี่เก็บไฟ 4 ชั่วโมง มีต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) ต่ำกว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ในประเทศไทยแล้ว
  • คาดการณ์ว่า LCOE จะลดลงเหลือ 44-80$/MWh ภายในปี 2030 และ 29-57$/MWh ภายในปี 2050

• โรงไฟฟ้าพลังงานลม
  • โรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบก จะสามารถแข่งขันด้านราคากับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนได้ภายในปี 2030 
  • โรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบก จะสามารถแข่งขันทางเศรษฐกิจได้เมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้าถ่านหินแห่งใหม่ในช่วงทศวรรษนี้ แม้ว่าความเร็วลมที่ต่ำในพื้นที่ส่วนใหญ่ของประเทศไทยจะจำกัดพื้นที่ที่มีความเหมาะสมสำหรับการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบกก็ตาม
  • โรงไฟฟ้าพลังงานลมบนบกที่ติดตั้งพร้อมแบตเตอรี่เก็บไฟ 4 ชั่วโมง คาดว่าจะสามารถแข่งขันด้านราคา กับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ได้ภายในปี 2040
  • คาดการณ์ว่า LCOE จะลดลงเหลือ 94-126$/MWh ภายในปี 2030 และ 62-80$/MWh ภายในปี 2050

• โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แห่งใหม่ในประเทศไทยสามารถผลิตไฟฟ้าได้ถูกกว่าโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอยู่แล้ว
  • ในระยะยาว การสร้างโรงไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ใหม่ในไทย มีต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) ต่ำกว่า ต้นทุนส่วนเพิ่มระยะสั้น (Short Run Marginal Cost หรือ SRMC) – ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มอีกหนึ่งหน่วย ของโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอยู่แล้ว และถูกกว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินนิดหน่อย
  • ปี 2026 LCOE พลังงานแสงอาทิตย์+แบตเตอรี่ จะมีราคาถูกกว่า SRMC ของก๊าซ
  • ปี 2034 LCOE พลังงานลม จะมีราคาถูกกว่า SRMC ของก๊าซ

• พลังงานน้ำสูบกลับ (Pumped hydro) สามารถสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนที่สูงขึ้นได้
  • ปัจจุบัน ประเทศไทยมีโรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับที่ดำเนินการอยู่สามแห่ง (ที่เขื่อนลำตะคองชลภาวดี เขื่อนภูมิพล และเขื่อนศรีนครินทร์) โดยมีระบบกักเก็บพลังงานสี่ชั่วโมง และมีกำลังผลิตรวม 1.5 กิกะวัตต์/6.0 กิกะวัตต์ชั่วโมง กฟผ. กำลังดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับเพิ่มเติมอีกสามแห่ง ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของเป้าหมายเบื้องต้นของประเทศที่จะเพิ่ม 2.5 กิกะวัตต์/19.8 กิกะวัตต์ชั่วโมง ภายในปี 2037 ภายใต้ PDP2024 ฉบับร่าง
  • พลังงานน้ำแบบสูบกลับมีปัญหาคล้ายกับพลังงานน้ำแบบเดิม เช่น ต้นทุนเริ่มต้นที่สูง, กระบวนการอนุมัติและพัฒนานาน, ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม, และข้อจำกัดเรื่องพื้นที่ตั้ง นอกจากนี้ พลังงานน้ำแบบสูบกลับก็ยังเสี่ยงต่อปัญหาภัยแล้ง เหมือนกับพลังงานน้ำทั่วไป

• การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนสำหรับไฮโดรเจนและแอมโมเนีย
  • ประเทศไทยวางแผนที่จะผสมไฮโดรเจน 5% กับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซทั้งหมดภายในปี 2030
  • ไฮโดรเจนและแอมโมเนีย ไม่ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ระหว่างการเผาไหม้ เนื่องจากไม่มีคาร์บอนในเคมีโมเลกุล แต่มีความเสี่ยงและต้นทุนสูงกว่าพลังงานหมุนเวียน การทดสอบการเผาไหม้ร่วมแอมโมเนียที่โรงไฟฟ้าถ่านหินเชิงพาณิชย์จนถึงขณะนี้ จำกัดอยู่ที่แอมโมเนีย 20% โดยพิจารณาจากปริมาณพลังงาน ซึ่งล่าสุดดำเนินการโดย Jera และ IHI ที่โรงไฟฟ้า Hekinan-4 ขนาด 1 กิกะวัตต์ในญี่ปุ่น ในระดับการเผาไหม้ร่วมที่ต่ำเช่นนี้ การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากโรงไฟฟ้าถ่านหินมีน้อยมาก
  • ความเป็นไปได้เชิงพาณิชย์ของการเผาไหม้ร่วมแอมโมเนียในอัตราส่วนที่สูงกว่า 20% ยังมีความไม่แน่นอนสูง

• การผลิตและการเผาไหม้ไฮโดรเจนสีเทาปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์มากกว่าการเผาก๊าซ
  • การใช้ไฮโดรเจนและแอมโมเนียมาผลิตไฟฟ้าให้ลดโลกร้อนได้จริงๆ ต้องใช้ในสัดส่วนที่สูงมากๆ และไฮโดรเจนกับแอมโมเนียที่เอามาใช้ก็ต้องผลิตแบบสะอาดด้วย (เช่น ไฮโดรเจนสีเขียวจากพลังงานสะอาด หรือไฮโดรเจนสีน้ำเงินที่มีการดักจับคาร์บอน)
  • ถ้าใช้ไฮโดรเจนสีเทาที่ผลิตจากเชื้อเพลิงฟอสซิลแบบธรรมดา จะปล่อย CO2 มากกว่าเผาก๊าซธรรมชาติโดยตรงอีก
  • นอกจากนี้ การเอาไฮโดรเจนกับแอมโมเนียมาผสมเผา อาจจะทำให้เกิดมลพิษทางอากาศมากขึ้น เนื่องจากต้องเผาไหม้ที่อุณหภูมิสูง ทำให้เกิดก๊าซไนโตรเจนออกไซด์ (NOx) ซึ่งเป็นอันตรายต่อสิ่งแวดล้อม และยังปล่อยก๊าซไนตรัสออกไซด์ (N2O) ซึ่งเป็นก๊าซเรือนกระจกที่ร้ายแรงกว่า CO2 หลายเท่าตัว 
  • มีค่าศักยภาพในการทำให้เกิดภาวะโลกร้อน (GWP) มากกว่าก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 273 เท่าในช่วงเวลา 100 ปี
  • โรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ได้รับการปรับปรุงสำหรับการเผาไหม้ไฮโดรเจนหรือแอมโมเนียยังจำเป็นต้องมีการลงทุนในเทคโนโลยีเพื่อดักจับการปล่อยก๊าซ NOx และ N2O
    

• พลังงานหมุนเวียนเป็นแนวทางลดคาร์บอนที่ประหยัดกว่าการใช้ไฮโดรเจนและแอมโมเนียสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน
• การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนมีค่าใช้จ่ายสูงกว่าการใช้พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่ในปัจจุบัน 
• เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โรงไฟฟ้าพลังความร้อนจะต้องได้รับการปรับปรุงสำหรับการเผาไหม้ไฮโดรเจนหรือแอมโมเนียอย่างน้อย 50% (อย่างน้อยครึ่งหนึ่งของพลังงานที่ใช้ทั้งหมด)
• แม้ว่าประเทศไทยจะสามารถผลิตไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำได้ในราคาที่ค่อนข้างต่ำเมื่อเทียบกับประเทศอื่นๆ แต่ควรเก็บไฮโดรเจนไว้ใช้กับสิ่งที่ใช้ไฟฟ้าโดยตรงไม่ได้ หรือใช้ยาก เช่น เชื้อเพลิงสะอาดสำหรับรถบรรทุกขนาดใหญ่ รวมถึงภาคการบินและทางทะเล กระบวนการทางอุตสาหกรรมที่ใช้ความร้อนสูง และการผลิตเหล็กกล้า ปุ๋ย และสารเคมี 
  • BNEF วิเคราะห์ว่า การผลิตไฮโดรเจนสีเขียวในประเทศไทย โดยใช้ไฟฟ้าพลังน้ำที่นำเข้าจากลาว จะเป็นแหล่งไฮโดรเจนสะอาดที่ถูกที่สุด สำหรับประเทศไทย การวิเคราะห์นี้ตั้งอยู่บนสมมติฐานข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบันระหว่างไทยและลาว แต่เนื่องจากปริมาณการนำเข้าไฟฟ้าพลังน้ำมีจำกัด ปริมาณไฮโดรเจนสะอาดที่ผลิตด้วยวิธีนี้ก็จะถูกจำกัดเช่นกัน
  • หากใช้ไฟฟ้าพลังน้ำที่นำเข้าจากลาวทั้งหมดในการผลิตไฮโดรเจนสีเขียว ประเทศไทยจะสามารถผลิตไฮโดรเจนสีเขียวได้มากถึง 571,430 ตันต่อปี ซึ่งเพียงพอต่อเป้าหมายการผสมไฮโดรเจน 5% ของประเทศไทย ซึ่งจะต้องใช้ไฮโดรเจนสีเขียว 187,000 ตันต่อปี
  • แต่ การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ได้จะน้อยกว่าการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำโดยตรงอย่างต่อเนื่องโดยผู้ใช้ตามบ้าน ธุรกิจ และอุตสาหกรรมมาก

• การปรับปรุงโรงไฟฟ้าถ่านหิน โดยใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงร่วม (Retrofitting coal power plants for biomass co-firing)
  • การเผาไหม้ชีวมวลร่วมกับถ่านหินก็มีปัญหาคล้ายกับการใช้แอมโมเนีย หากผสมในสัดส่วนที่ต่ำ ประโยชน์ในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกก็จะน้อย แต่ถ้าผสมในสัดส่วนที่สูงก็จะต้องลงทุนและปรับปรุงโรงไฟฟ้าถ่านหินครั้งใหญ่
  • การจัดหาชีวมวลที่เพียงพอและต่อเนื่องสำหรับอัตราส่วนการเผาไหม้ร่วมสูงยังเป็นเรื่องท้าทาย เนื่องจากต้องมีการเพิ่มขึ้นอย่างมากของอุปทานวัตถุดิบ ความเป็นไปได้ในการใช้ชีวมวลเป็นแหล่งเชื้อเพลิงทางเลือกยังขึ้นอยู่กับราคาวัตถุดิบ ซึ่งมีความอ่อนไหวต่อระยะทางการขนส่งอย่างมาก
  • ภายในปี 2026 กฟผ. วางแผนที่จะปรับปรุงโรงไฟฟ้าแม่เมาะที่ใช้ลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง เพื่อรองรับการเผาไหม้ร่วมของถ่านหินและเม็ดไม้ 15% ในขณะที่ระดับการทดลองปัจจุบันอยู่ที่ 2% กฟผ. ประมาณการว่าต้องใช้เม็ดไม้อัด 200,000 ตันต่อปี
  • หากมีวัตถุดิบชีวมวลในประเทศไม่เพียงพอ จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ เช่น เวียดนาม อินโดนีเซีย และมาเลเซีย ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนการขนส่งสูงขึ้น
  • ประเทศไทยจะต้องพิจารณาจัดลำดับความสำคัญของวัตถุดิบชีวมวลที่มีอยู่อย่างจำกัดสำหรับการผลิตเชื้อเพลิงสะอาดเพื่อลดคาร์บอนในภาคการบินและการขนส่งทางเรือด้วย

• การใช้การดักจับและกักเก็บคาร์บอน
  • การปรับปรุงโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ด้วยเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (Carbon Capture and Storage – CCS) จะไม่ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิล และมีค่าใช้จ่ายสูงกว่า
  • การวิเคราะห์ของ BNEF ชี้ให้เห็นว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือก๊าซที่สร้างใหม่พร้อมติดตั้ง CCS ตั้งแต่ต้น จะประหยัดที่สุด การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในอีก 15 ปีข้างหน้าจะมีราคาถูกกว่าการปรับปรุงในอีก 10 ปีข้างหน้าเล็กน้อย เนื่องจากคาดการณ์ว่าต้นทุน CCS จะลดลง แต่อาจก่อให้เกิดความเสี่ยงต่อแนวทางการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนจะยังคงดำเนินการโดยไม่มีการลดการปล่อยก๊าซเป็นเวลาอีกห้าปี
  • CCS ทั้งหมดในการวิเคราะห์ของ BNEF ยังมีราคาแพงกว่าพลังงานหมุนเวียนที่ติดตั้งร่วมกับแบตเตอรี่ในประเทศไทย
  • แม้ว่า CCS จะดูคุ้มกว่าการเอาแอมโมเนียมาเผาถ่านหิน หรือเอาไฮโดรเจนมาผสมก๊าซ แต่ไทยต้องดูด้วยว่า มีที่เก็บคาร์บอนใต้ดินพอไหม แล้วจะขนคาร์บอนที่จับได้จากโรงไฟฟ้าไปเก็บยังไง ที่สำคัญคือ ค่าใช้จ่ายจริงของ CCS ในไทยอาจจะแพงกว่าที่ BNEF ประเมินไว้เยอะ เพราะค่าเก็บคาร์บอนนอกชายฝั่งยังไม่แน่นอน

4. Challenges with using hydrogen as a fuel for electricity generation – ความท้าทายในการใช้ไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้า

• ในปี 2030 ต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยไฮโดรเจน 100% อาจมีราคาสูงกว่าก๊าซธรรมชาติ 4-12 เท่า
• การพึ่งพาไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มภาระทางการเงินของไทย
• ไฮโดรเจนและแอมโมเนียเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาแพงกว่าก๊าซและถ่านหินเมื่อเทียบในหน่วยพลังงานที่เท่ากัน การพึ่งพาเชื้อเพลิงดังกล่าวอาจทำให้ราคาไฟฟ้าสูงขึ้น 
• BNEF ประมาณการว่าโรงไฟฟ้าก๊าซขนาด 1 กิกะวัตต์ (1,000 MW) ที่ได้รับการปรับปรุง ซึ่งเดินเครื่องที่อัตราการใช้กำลังผลิต 65% และใช้เชื้อเพลิงไฮโดรเจน 100% จะต้องการไฮโดรเจน 307,200 ตันต่อปี 
• ทางเลือกที่ถูกที่สุดของประเทศไทยคือการผลิตไฮโดรเจนในประเทศโดยใช้พลังงานน้ำในประเทศและไฟฟ้าที่นำเข้าจากลาว
• ค่าซื้อไฮโดรเจนต่อปีแพงกว่าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติหลายเท่าตัว ทั้งในปี 2030, 2040 และ 2050 ซึ่งจะทำให้ค่าไฟแพงขึ้นมาก
• การที่ไทยจะผสมไฮโดรเจน 5% ในระบบ (181,000 ตัน) จะต้องเสียเงินซื้อไฮโดรเจนสีเขียวที่ผลิตในประเทศปีละ 0.7 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ (ประมาณ 30 ล้านบาท)
• การจัดซื้อแอมโมเนียอาจมีราคาสูงกว่าการจัดซื้อถ่านหิน 7-17 เท่าในปี 2030
  • โรงไฟฟ้าถ่านหินขนาด 1 กิกะวัตต์ ที่ได้รับการปรับปรุง ซึ่งเดินเครื่องที่อัตราการใช้กำลังผลิต 65% ในประเทศไทย ปริมาณแอมโมเนียที่ต้องการคือ 1.22 ล้านตันสำหรับการเผาไหม้ร่วม 50% และ 2.44 ล้านตันสำหรับการเผาไหม้แอมโมเนีย 100% 
  • BNEF ประมาณการว่าการเผาไหม้แอมโมเนียเพียงอย่างเดียวในโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะมีต้นทุน 1.4 พันล้าน – 3.4 พันล้านดอลลาร์สหรัฐต่อกิกะวัตต์ในปี 2030
  • การเผาไหม้ถ่านหินเพียงอย่างเดียวที่โรงไฟฟ้าถ่านหินขนาด 1 กิกะวัตต์ในประเทศไทยจะมีต้นทุนการจัดซื้อถ่านหินต่อปี 0.20 พันล้านดอลลาร์สหรัฐในปี 2030

• ความท้าทายสำคัญในการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำคือความเสี่ยงสูงต่อภาวะภัยแล้งในช่วงฤดูร้อน ซึ่งอาจส่งผลให้เกิดภาวะขาดแคลนการผลิตไฟฟ้าและบั่นทอนการผลิตไฮโดรเจนในขนาดที่ใหญ่ขึ้น นอกจากนี้ การเอาพลังงานน้ำไปใช้ผลิตไฟฟ้าโดยตรงยังมีประสิทธิภาพกว่าการใช้ไฟฟ้าเพื่อผลิตไฮโดรเจนสะอาดแล้วนำไฮโดรเจนไปใช้ในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพื่อผลิตไฟฟ้า
• การพยายามลดมลพิษจากโรงไฟฟ้าเก่าๆ โดยเอาไฮโดรเจนกับแอมโมเนียมาใช้ จะมีต้นทุนที่สูงมาก
  • การผสมไฮโดรเจนในประเทศ 25% และการใช้แอมโมเนียผสมเผาไหม้ อยู่ที่ประมาณ 191 และ 273 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันคาร์บอนไดออกไซด์ ตามลำดับในปี 2030
  • ถ้าใช้แอมโมเนียผสมเผาไหม้ในประเทศ 50% ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นในการลดคาร์บอนจะอยู่ที่ 218 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันในปี 2040 และ 214 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันในปี 2050
  • ถ้าไทยเก็บภาษีคาร์บอนในราคาสูงขนาดนี้ เจ้าของโรงไฟฟ้าอาจปิดโรงไฟฟ้าเก่า แล้วไปสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ถูกกว่าแทน
  • การผสมไฮโดรเจนกับก๊าซอาจจะถูกกว่าการเผาแอมโมเนีย แต่ก็ยังแพงกว่าการใช้พลังงานแสงอาทิตย์ หรือพลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับแบตเตอรี่อยู่ดี ดังนั้น ไทยควรเก็บไฮโดรเจนไว้ใช้กับพวก รถบรรทุกใหญ่ เครื่องบิน เรือ หรือโรงงานอุตสาหกรรมหนักๆ ที่ใช้ไฟฟ้าโดยตรงยากจะดีกว่า 

• ควรให้ความสำคัญกับไฮโดรเจนและแอมโมเนียคาร์บอนต่ำสำหรับภาคส่วนที่ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ยาก
  • ไฮโดรเจนยังสำคัญในการลดคาร์บอนจากการขนส่ง เช่น รถบรรทุกใหญ่ เครื่องบิน เรือ และการผลิตเชื้อเพลิงสะอาด
  • ในการขนส่งทางเรือ เชื้อเพลิงที่มาจากไฮโดรเจนสะอาด เช่น เมทานอล มีพลังงานสูง เก็บได้เยอะ และผลิตได้มาก ทำให้เป็นทางออกที่ดีในการลดมลพิษจากการขนส่งทางทะเล
  • ส่วนในการบิน เครื่องบินที่ใช้ไฮโดรเจนเพียวๆ เหมาะกับบินระยะกลาง ส่วนเครื่องบินที่ใช้น้ำมันสะอาดที่ทำจากไฮโดรเจน ใช้บินระยะไกลได้

• ความปลอดภัย
  • แอมโมเนียและไฮโดรเจนมีความไวไฟสูงและสามารถระเบิดได้เมื่อสัมผัสกับความร้อน
    • การรั่วไหลของแอมโมเนียเหลวที่โรงงานแปรรูปสัตว์ปีกในมณฑลจี๋หลิน ประเทศจีน ในปี 2013 ทำให้เกิดไฟไหม้และมีผู้เสียชีวิต 120 ราย /การรั่วไหลของแอมโมเนียอีกครั้งทำให้มีผู้เสียชีวิต 15 รายและบาดเจ็บ 25 ราย ที่โรงงานอาหารทะเลแช่แข็งในเซี่ยงไฮ้ ประเทศจีน 
    • ในปี 2017 การรั่วไหลของไฮโดรเจนจากสารหล่อเย็นที่โรงไฟฟ้าถ่านหินในโอไฮโอ สหรัฐอเมริกา ทำให้เกิดการระเบิด ส่งผลให้มีผู้เสียชีวิต 1 รายและบาดเจ็บ 10 ราย เนื่องจากไฮโดรเจนไม่มีกลิ่นและสีที่ชัดเจน จึงยากต่อการตรวจจับการรั่วไหล
      
  • การรั่วไหลที่ร้ายแรงของแอมโมเนียและไฮโดรเจนเหล่านี้ยังคงเกิดขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา 
    • มีรายงานอุบัติเหตุในอินเดีย สหรัฐอเมริกา และฟิลิปปินส์ ในปี 2021 และ 2023 การรั่วไหลของแอมโมเนียสองครั้งจากโรงน้ำแข็งและห้องเย็นในเขตเมืองหลวงของฟิลิปปินส์ ทำให้มีผู้เสียชีวิตรวม 3 ราย และผู้เข้ารับการรักษาในโรงพยาบาล 113 ราย
      
  • แอมโมเนียต้องได้รับการขนส่งและจัดเก็บอย่างระมัดระวัง เนื่องจากอาจเป็นภัยคุกคามร้ายแรงต่อสุขภาพของมนุษย์ หากทำปฏิกิริยากับน้ำเกิดเป็นแอมโมเนียมไฮดรอกไซด์ ซึ่งมีฤทธิ์กัดกร่อนและทำลายเซลล์ในร่างกายเมื่อสัมผัส การรั่วไหลของแอมโมเนียสามารถตรวจจับได้ง่ายกว่าเนื่องจากมีกลิ่นฉุน แต่การสัมผัสกับแอมโมเนียอาจถึงแก่ชีวิตได้

5. The way forward for Thailand – แนวทางสำหรับประเทศไทย

• การเปลี่ยนผ่านพลังงานของประเทศไทยสามารถบรรลุได้โดยการสร้างพลังงานหมุนเวียน การขยายโครงข่ายไฟฟ้า และระบบกักเก็บพลังงาน
• การลดลงอย่างต่อเนื่องของแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศ จะทำให้ประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้า LNG มากขึ้น เว้นแต่ประเทศจะสามารถลดความต้องการก๊าซในประเทศได้ การปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนสำหรับไฮโดรเจนหรือแอมโมเนียก็จะมีต้นทุนสูง
• BNEF ลองสร้างภาพอนาคตของระบบไฟฟ้าไทยไปจนถึงปี 2050 ไว้ 2 แบบ
  • แบบที่ 1 คือ Economic Transition Scenario – ETS นโยบายเปลี่ยนผ่านพลังงานที่ให้ความสำคัญกับประสิทธิภาพ การแข่งขันเชิงเศรษฐกิจ เทคโนโลยีพลังงานสะอาดในระดับพาณิชย์ สิ่งที่จะเกิดขึ้นคือ:
    • กำลังผลิตไฟฟ้าของไทยจะโตขึ้นเกือบ 8 เท่า ตั้งแต่ปี 2024 ถึง 2050
    • พลังงานแสงอาทิตย์จะมาแรง เพราะราคาถูกลงมาก จนเป็นตัวหลักในการเพิ่มกำลังผลิตใหม่ถึง 2 ใน 3
    • ปี 2050 พลังงานแสงอาทิตย์จะผลิตไฟฟ้าให้ไทยมากถึง 2 ใน 3 ของทั้งหมด 
    • ก๊าซธรรมชาติจะเหลือแค่ 16% เท่านั้น
    • สรุปคือ BNEF มองว่า ถ้าปล่อยให้เป็นไปตามกลไกตลาด และเทคโนโลยีพลังงานสะอาดที่มีอยู่ตอนนี้ พลังงานแสงอาทิตย์จะเข้ามาเป็นตัวหลักในการผลิตไฟฟ้าของไทยในอนาคต เพราะมันคุ้มค่าเงินที่สุด

• แบบที่ 2 คือ สถานการณ์ Net Zero – NZS จำลองแนวทางที่คุ้มค่าใช้จ่ายเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทยบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2593 (2050) ภายใต้แผนนี้ สิ่งที่จะเกิดขึ้นคือ:
  • ความต้องการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยจะต้องเพิ่มขึ้นถึง 4.1 เท่า ระหว่างปี 2567 ถึง 2593
  • มีพลังงานหมุนเวียนเป็นหลัก และเสริมด้วยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ติดตั้ง CCS (ถ้าอยากจะลดการพึ่งพานิวเคลียร์กับ CCS ต้อง เชื่อมสายไฟกับประเทศเพื่อนบ้านให้มากขึ้น เพื่อนำเข้าไฟฟ้าสะอาด ในช่วงที่พลังงานหมุนเวียนในประเทศกับแบตเตอรี่จ่ายไฟไม่พอ)
  • ไฟฟ้าหมุนเวียนจะค่อยๆ ตอบสนองความต้องการไฟฟ้าได้มากขึ้น (ผลิตได้พอใช้ในแต่ละช่วงเวลา) จนเฉลี่ยถึง 77% ในปี 2593 (ปี 2566 อยู่ที่ 3-25%)
  • มีตัวช่วยเสริม คือ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน+CCS
  • กลางทศวรรษ 2570 ไฟฟ้าที่ใช้ในแต่ละชั่วโมงส่วนใหญ่จะมาจากพลังงานหมุนเวียน
  • หลังจากปี 2580 การเพิ่มขึ้นของกำลังผลิตพลังงานหมุนเวียนจะ “แค่พอดี” กับปริมาณไฟฟ้าที่คนไทยต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นเท่านั้น (อาจไม่มีไฟฟ้าหมุนเวียนเหลือมากพอสำหรับเป้าหมายอื่น เช่น ผลิตไฮโดรเจนสีเขียวในปริมาณมาก)
  • วิธีแก้คือ ต้องเชื่อมสายไฟกับประเทศเพื่อนบ้านมากขึ้น เพื่อนำเข้าไฟฟ้าหมุนเวียนมาใช้เพิ่ม
  • ภายในปี 2580 ไทยควรมีกำลังผลิตไฟฟ้าถึง 246 กิกะวัตต์ (246,000 MW) ซึ่งสูงกว่าเป้าหมายในร่างแผน PDP2024 ถึง 146%

• สามารถเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนได้มากกว่าเป้าหมายในร่าง PDP2024

สรุปข้อเสนอแนะเชิงนโยบายหลายประการเพื่อเร่งการเติบโตของพลังงานสะอาดในประเทศไทย

1. Conduct regular energy storage auctions and incentivize investment in small-scale battery systems – จัดการประมูลระบบกักเก็บพลังงาน และให้แรงจูงใจในการลงทุนในระบบแบตเตอรี่ขนาดเล็ก
   • PDP2024 ฉบับร่างมีเป้าหมายที่จะเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำแบบสูบกลับและแบตเตอรี่ แต่ยังไม่ชัดเจนว่าจะสนับสนุนให้เกิดการลงทุนจริงได้อย่างไร 
   • ไทยควรจัดประมูลโครงการแบตเตอรี่ขนาดใหญ่ และโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับอย่างสม่ำเสมอ นอกจากนี้ ควรสนับสนุนให้ประชาชนทั่วไป ธุรกิจ และโรงงาน ติดตั้งแบตเตอรี่ขนาดเล็กไว้ใช้เองด้วย
2. Allow the participation of flexible power supply and demand sources – เปิดโอกาสให้แหล่งจ่ายและแหล่งใช้ไฟฟ้าที่ยืดหยุ่นมีส่วนร่วม
   • มีระบบให้คนที่มีไฟฟ้าสำรอง (เช่น โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก) หรือคนที่ลดการใช้ไฟฟ้าได้ตามต้องการ (demand response) เข้ามามีส่วนร่วมในระบบ จะช่วยให้เราใช้แหล่งผลิตไฟฟ้าที่มีอยู่ได้คุ้มค่า ลดปัญหาไฟฟ้าล้น และทำให้ระบบไฟฟ้ารองรับพลังงานหมุนเวียนที่ไม่แน่นอนได้ดีขึ้น
   • ERC กับ กฟผ. จะต้องให้ความสำคัญกับความยืดหยุ่น – ทั้งจากฝั่งผู้ผลิตและฝั่งผู้ใช้ เพื่อให้สามารถรองรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่สูงขึ้น
   • ไทยน่าจะเพิ่มโควต้า โซลาร์เซลล์+แบตเตอรี่ ในการประมูลพลังงานสะอาดครั้งหน้า
   • อาจจะลองดู โมเดลของอินเดีย มีรูปแบบการประมูลที่ซับซ้อนและดำเนินการตลอด 24 ชั่วโมง เพื่อให้ผลิตไฟฟ้าได้ตรงเวลาที่ต้องการจริงๆ
     
3. Facilitate private investment in expanding the power grid – อำนวยความสะดวกการลงทุนภาคเอกชนในการขยายโครงข่ายไฟฟ้า
   • เปิดทางให้เอกชนลงทุนขยายสายส่งไฟฟ้า เพื่อให้มีเงินทุนมากขึ้น รัฐบาลกับหน่วยงานกำกับดูแลก็ต้องคิดว่าจะ จ่ายเงินชดเชยให้เอกชนที่มาลงทุนยังไง เช่น เก็บค่าส่งไฟฟ้าจากคนที่ใช้สายส่งของเอกชน
   • เปิดเผยข้อมูลเกี่ยวกับสายส่งไฟฟ้าที่มีอยู่ให้มากขึ้น ERC ควรกำหนดให้ กฟผ. PEA และ MEA เปิดเผยข้อมูลว่าสายส่งแต่ละที่มีความจุเท่าไหร่ ไฟฟ้าไหลเวียนยังไง ข้อมูลพวกนี้จะช่วยให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเอกชน และบริษัทที่ใช้ไฟเยอะๆ วางแผนสร้างโรงไฟฟ้าและระบบเก็บไฟ รวมถึงวางแผนสร้างโรงงานใหม่ๆ ได้ดีขึ้น
     
4. Enable more clean power procurement options to boost renewables consumption – เปิดทางเลือกการจัดซื้อพลังงานสะอาดมากขึ้น เพื่อส่งเสริมการบริโภคพลังงานหมุนเวียน
   • ประเทศอื่นๆ ในอาเซียนอย่างสิงคโปร์ ฟิลิปปินส์ มาเลเซีย และเวียดนาม เริ่มเปิดให้บริษัทต่างๆ สามารถซื้อไฟฟ้าสะอาดโดยตรงจากคนผลิตพลังงานหมุนเวียนได้แล้ว
   • ไทยก็เริ่มทำโครงการนำร่องในปี 2567 เพื่ออนุญาตให้มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (Direct Power Purchase Agreements – DPPAs) ให้บริษัทใหญ่ๆ ซื้อไฟฟ้าสะอาดจากผู้ผลิตได้โดยตรง กำลังผลิตที่ให้ซื้อขายกันได้ในโครงการนำร่องนี้คือ 2 กิกะวัตต์ คาดว่าจะสรุปเรื่องค่าสายส่งและกฎเกณฑ์ต่างๆ ในเดือนกันยายนปี 2568 ไทยควรศึกษาเพิ่มเติมจากประเทศเพื่อนบ้าน
   • การเปิดทางเลือกให้ผู้บริโภคสามารถจัดซื้อพลังงานสะอาดได้โดยตรง (เช่น ผ่าน DPPA) และการส่งเสริมโครงการ Green Utility Tariff – GUT เป็นสิ่งสำคัญในการเพิ่มการบริโภคพลังงานหมุนเวียนในประเทศไทย
   • ร่าง PDP2024 คาดการณ์ความต้องการเงินลงทุนจำนวนมากสำหรับพลังงานหมุนเวียน โครงข่ายไฟฟ้า ระบบกักเก็บพลังงาน และ SMRs ในอีก 12 ปีข้างหน้า
   • ถ้ากฎระเบียบตลาดไฟฟ้าของประเทศไทยยังคงเอื้อประโยชน์ต่อ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. ก็อาจจะดึงดูดเงินลงทุนตามเป้าหมายได้ยาก
     
5. Maximize the utilization of existing and new dispatchable clean power sources –ใช้พลังงานสะอาดที่มีอยู่ให้คุ้มค่าที่สุด แล้วหาแหล่งใหม่ๆ เพิ่ม
   • ไทยเรามีพลังงานหมุนเวียนที่ควบคุมการผลิตได้อยู่แล้ว เช่น พวกโรงไฟฟ้าชีวมวล และโรงไฟฟ้าพลังน้ำ
   • นอกจากนี้ ควรมองหาพลังงานสะอาดใหม่ๆ อย่าง พลังงานความร้อนใต้พิภพด้วย เพราะมีบริษัทใหญ่ๆ สนใจมาลงทุนในไทย และต้องการใช้ไฟสะอาดตลอดเวลาเพื่อความยั่งยืน
   • ตอนนี้ไทยมีแค่โรงไฟฟ้าความร้อนใต้พิภพแค่ที่เดียว (ฝาง) แต่เทคโนโลยีใหม่ๆ ทำให้เราอาจจะขุดเจาะพลังงานความร้อนใต้พิภพจากแหล่งที่ไม่ร้อนมากได้มากขึ้น ซึ่งจะทำสามารถสร้างโรงไฟฟ้าแบบนี้ได้ทั่วประเทศ ดูตัวอย่างจากอินโดนีเซีย/ฟิลิปปินส์
   • ความท้าทายของพลังงานน้ำ – ปี 2566 เกิดเอลนีโญ ส่งผลให้ปริมาณน้ำในเขื่อนลดลงและเกิดภาวะภัยแล้ง การผลิตไฟฟ้าพลังน้ำในประเทศจึงลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งก่อให้เกิดข้อสงสัยเกี่ยวกับเสถียรภาพในระยะยาวของการพึ่งพาพลังงานน้ำ –ประเทศไทยอาจพิจารณาลดสัดส่วนการพึ่งพาพลังงานน้ำทั้งจากแหล่งภายในประเทศและการนำเข้า
   • กฟผ. มีแผนที่จะพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์บนผิวน้ำของเขื่อนจำนวน 9 แห่ง ซึ่งอาจเป็นแนวทางที่เหมาะสมในการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ประโยชน์จากทรัพยากรน้ำ นอกจากนี้ ประเทศไทยอาจพิจารณาปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่มีอยู่ให้สามารถดำเนินงานในรูปแบบของระบบกักเก็บพลังงานแบบสูบกลับ เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยรวม
   • ความท้าทายของพลังงานนิวเคลียร์ – ร่าง PDP2024 จะเพิ่มโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMRs) กำลังผลิต 600 เมกะวัตต์ภายในปี 2580
   • ประมาณการต้นทุนเทคโนโลยี SMRs ในปัจจุบันทั้งหมดสูงกว่าประมาณการต้นทุนสำหรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเดิม
   • การวิเคราะห์ LCOE ของ BNEF ชี้ว่าทั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเดิมและ SMRs มีราคาแพงกว่าพลังงานหมุนเวียนที่เสริมด้วยระบบกักเก็บพลังงานอย่างมาก
   • ประเทศที่ยังไม่มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ น่าจะต้องใช้เวลานานกว่าทศวรรษในการสร้างกรอบกฎหมายรองรับ ซึ่งอาจทำให้เป้าหมายการใช้งาน SMRs ภายในปี 2580 เป็นไปได้ยาก
     
6. Leverage affordable financing from development institutions to catalyze private investment – ใช้เงินกู้ดอกเบี้ยถูกจากธนาคารพัฒนา มาช่วยให้เอกชนกล้าลงทุน
   • รัฐบาลไทยควรร่วมมือกับธนาคารพัฒนาพหุภาคี (MDB) เช่น ธนาคารพัฒนาเอเชีย ให้ช่วย แบ่งความเสี่ยง หรือ ค้ำประกัน เงินกู้ให้เอกชนที่ลงทุนในพลังงานสะอาดเหล่านี้
   • MDBs ยังสามารถให้ เงินกู้ดอกเบี้ยถูก หรือ เงินช่วยเหลือ ที่ต่ำกว่าตลาดได้ด้วย ทำให้เอกชนกู้เงินได้ง่ายขึ้น จ่ายดอกเบี้ยน้อยลง และมีเวลาผ่อนนานขึ้น
   • ถ้าเอาเงินกู้ดอกเบี้ยถูกจากธนาคารพัฒนาฯ มาผสมกับเงินกู้จากธนาคารพาณิชย์ทั่วไป โครงการพลังงานสะอาดใหม่ๆ ก็จะหาเงินทุนได้ง่ายขึ้น และต้นทุนไม่สูงจนเกินไป นอกจากนี้ การที่ธนาคารไทยจับมือกับธนาคารต่างชาติก็ช่วยให้เข้าถึงแหล่งเงินทุนได้มากขึ้นด้วย
     
7. Raise funding for energy transition via carbon pricing mechanism and sustainable debt instruments – หารายได้มาเปลี่ยนพลังงาน โดยเก็บเงินจากการปล่อยคาร์บอน และออกพันธบัตรสีเขียว
   • ไทยเรามีตลาดซื้อขายคาร์บอนแบบสมัครใจ (TVER) มาตั้งแต่ปี 2557 แต่คนซื้อน้อย ทำให้ราคาคาร์บอนเครดิตต่ำ
   • ปี 2568 ไทยเริ่มเก็บภาษีคาร์บอน จากน้ำมันแล้ว ในอัตรา 5.9 ดอลลาร์/ตันคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งยังน้อยกว่าสิงคโปร์ และน้อยกว่าที่ธนาคารโลกแนะนำที่ 63 ดอลลาร์/ตันคาร์บอนไดออกไซด์ แต่ก็ถือว่าเป็นจุดเริ่มต้นที่ดี
   • ไทยกำลังพิจารณาจะเก็บภาษีคาร์บอนในอุตสาหกรรมอื่นๆ ด้วย และอาจจะมีระบบซื้อขายใบอนุญาตปล่อยก๊าซเรือนกระจก ในกฎหมาย Climate Change ที่จะออกมาปี 2569
   • รัฐบาลสามารถเอาเงินที่ได้จากภาษีคาร์บอนและตลาดคาร์บอน มาสนับสนุนการลงทุนในพลังงานสะอาดได้
   • รัฐบาลสามารถออกพันธบัตรพิเศษได้ เช่น พันธบัตรรัฐบาลสีเขียว (Green Bonds): เป็นการออกพันธบัตรเพื่อระดมทุนสำหรับโครงการที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมโดยเฉพาะ เช่น โครงการพลังงานหมุนเวียน และพันธบัตรเพื่อการเปลี่ยนผ่าน (Transition Bonds): เป็นการออกพันธบัตรเพื่อสนับสนุนการเปลี่ยนแปลงจากพลังงานที่ปล่อยคาร์บอนสูง ไปสู่พลังงานที่สะอาดขึ้น เหมือนที่ญี่ปุ่นทำกับ GX bonds
   • แม้ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. ก็สามารถออกพันธบัตรเหล่านี้ได้เช่นกัน ซึ่งจะช่วยให้ได้เงินทุนมาลงทุนในพลังงานสะอาดในต้นทุนที่ถูกลง
     
8. Streamline current governance and build capacity among technical workforce – ปรับปรุงธรรมาภิบาลปัจจุบันและเสริมสร้างศักยภาพของบุคลากรด้านเทคนิค
   • การทำให้ข้อมูลต่างๆ เปิดเผยมากขึ้น จะช่วยให้การเปลี่ยนไปใช้พลังงานสะอาดของไทยราบรื่นขึ้น
   • รัฐบาลไทยเลต้องมีโครงการเสริมสร้างศักยภาพให้ข้าราชการ นักวางแผนนโยบาย และคนที่ทำงานในวงการไฟฟ้า ให้เข้าใจเทคโนโลยีใหม่ๆ และรูปแบบธุรกิจที่เกี่ยวกับพลังงานสะอาด ให้สามารถร่างกฎระเบียบที่ดีขึ้น 
   • อีกอย่างคือ โครงการพลังงานหมุนเวียนมันสร้างงานให้คนในพื้นที่ได้เยอะกว่าโรงไฟฟ้าแบบเดิม รัฐบาลเลยต้องมีโครงการฝึกอบรม เพื่อให้คนมีทักษะ และต้องขยายโครงการฝึกอบรมให้ทันกับการเติบโตของตลาดพลังงานหมุนเวียนด้วย
     
9. Improve power capacity expansion planning to avoid future cost burden – ปรับปรุงการวางแผนขยายกำลังผลิตไฟฟ้า เพื่อหลีกเลี่ยงภาระค่าใช้จ่ายในอนาคต
   • ประเทศไทยมีอัตราสำรองกำลังผลิตไฟฟ้าถึง 50% ซึ่งสูงกว่าอัตราสำรองที่แนะนำที่ 15-20% อย่างมีนัยสำคัญ 
   • อัตราสำรองที่สูงเกินไปนำไปสู่ต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีกที่สูงขึ้น 
   • เป้าหมายของร่าง PDP 2024 ที่จะเพิ่มโรงไฟฟ้าก๊าซ (CCGT) อีก 6.3 กิกะวัตต์ จะยิ่งทำให้ปัญหานี้รุนแรงขึ้น
   • กฟผ. จะทำสัญญาซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซเอกชนนานถึง 25 ปี และมีข้อตกลงแบบ ‘take or pay’ ซึ่งสัญญาแบบนี้อาจจะทำให้ กฟผ. และประเทศไทยต้องเสียเงินซื้อไฟฟ้าก๊าซแพงๆ ไปอีกนาน แม้ว่าเราอยากจะหันไปใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้นก็ตาม
   • กกพ. และ กฟผ. จำเป็นต้องพิจารณาสัญญาจัดซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซในอนาคตอย่างรอบคอบ เพื่อให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น

• ไทยจะได้ประโยชน์ถ้าไม่สร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพิ่ม เพราะจะทำให้ค่าไฟฟ้าแพงขึ้นไปอีก และต้องพึ่งพาการนำเข้า LNG มากขึ้นเรื่อยๆ
  • ทางที่ดีคือควรทยอยเลิกโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่มีอยู่แล้ว โดยให้สอดคล้องกับการสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพิ่มขึ้น
  • เพื่อช่วยเจ้าของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเดิมที่ต้องเลิกกิจการ รัฐบาลอาจจะหาเงินสนับสนุนจากธนาคารพัฒนาเอเชีย หรือโครงการเงินทุนสีเขียวอื่นๆ นอกจากนี้ ยังอาจจะใช้เครดิตการเปลี่ยนผ่าน ซึ่งเป็นคาร์บอนเครดิตประเภทหนึ่งที่เกิดขึ้นเมื่อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนถูกปลดประจำการก่อนกำหนด เครดิตเหล่านี้แสดงถึงปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่หลีกเลี่ยงได้จากโรงไฟฟ้าเหล่านั้น และรายได้จากการขายเครดิตสามารถนำไปชดเชยให้กับเจ้าของโรงไฟฟ้าได้ ตัวอย่างเช่น
    • TRACTION -สิงคโปร์ กำลังศึกษาว่าเครดิตแบบนี้จะใช้ได้จริงและน่าเชื่อถือแค่ไหน
    • CCCI -มูลนิธิร็อกกีเฟลเลอร์ กำลังทำโครงการนำร่องเครดิต เพื่อจูงใจให้เลิกใช้โรงไฟฟ้าถ่านหินอย่างเป็นธรรม
    • Gold Standard มีแนวคิดที่จะใช้คาร์บอนเครดิตมาช่วยให้เลิกใช้โรงไฟฟ้าถ่านหินที่เปิดมาอย่างน้อย 3 ปี แล้วเปลี่ยนไปใช้พลังงานสะอาดแทน

• การสร้างพลังงานหมุนเวียนจำนวนมากสามารถเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานในประเทศได้
  • ประเทศไทยเราใช้ก๊าซธรรมชาติ 60% ในการผลิตไฟฟ้า และตอนนี้ก๊าซในประเทศก็ลดลง ทำให้ต้องนำเข้า LNG มากขึ้นเรื่อยๆ (ปี 2567 นำเข้าเกือบ 30% ของก๊าซที่ใช้ทั้งหมด) 
  • และช่วงฤดูแล้ง ไฟฟ้าจากเขื่อนก็ผลิตได้น้อยลงอีก ทำให้การผลิตไฟฟ้าของเราต้องพึ่งพาก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศมากขึ้น ซึ่งราคาก็ผันผวนตามตลาดโลก
  • พอราคาก๊าซแพงขึ้น กฟผ. ก็ต้องแบกรับภาระค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้น จนถึงปี 2566 มียอดเงินอุดหนุนราคาไฟฟ้าที่ยังไม่ได้จ่ายถึง 2 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ เพราะไม่ขึ้นราคาไฟฟ้ากับประชาชน
  • โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ต่างจากโรงไฟฟ้าที่ใช้น้ำมัน ถ่านหิน หรือก๊าซ ตรงที่ไม่ต้องซื้อเชื้อเพลิงมาเติมเวลาจะผลิตไฟฟ้า
  • ถ้าไทยสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น ก็จะช่วยให้พึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศน้อยลง และทำให้มั่นคงทางพลังงานมากขึ้น เพราะเรามีแหล่งผลิตไฟฟ้าของตัวเองที่ไม่ต้องไปซื้อใคร

• ไฮโดรเจนสีเขียวที่ผลิตในประเทศเป็นตัวเลือกที่ถูกที่สุดแล้ว
  • ไฮโดรเจนสีเขียวที่เราผลิตเองในไทยตอนนี้ถูกกว่าไฮโดรเจนสีเขียวนำเข้าจากออสเตรเลียแล้ว และจะถูกกว่าไปเรื่อยๆ จนถึงปี 2050 เพราะเรามีไฟฟ้าพลังน้ำราคาถูกจากลาวช่วย
  • ส่วนไฮโดรเจนสีน้ำเงินนำเข้าจากซาอุดีอาระเบียก็แพงกว่าไฮโดรเจนสีเขียวที่เราผลิตเองอยู่แล้ว และราคาก็จะยังแพงกว่าไปอีกนาน
  • ภายในปี 2050 ต้นทุนไฮโดรเจนสะอาดนำเข้าจากออสเตรเลียและซาอุดีอาระเบียจะเพิ่มขึ้นสามเท่าและมากกว่าสองเท่าของต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียวที่ผลิตในประเทศไทย ตามลำดับ
    

อ่านรายงานวิจัยฉบับเต็มที่นี่