แนวโน้มพลังงานสะอาดในประเทศไทย

แนวโน้มพลังงานสะอาดในประเทศไทย

ในช่วงต้นปี 2023 ค่าไฟฟ้าสำหรับภาคธุรกิจในประเทศไทยเพิ่มขึ้นทันที 20.5% เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า และแตะระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 5.69 บาท/กิโลวัตต์ชั่วโมงสาเหตุหลักของความผันผวนของค่าไฟคือการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิล ซึ่งใช้ผลิตพลังงานส่วนใหญ่ของประเทศ ขณะเดียวกันการใช้พลังงานยังคงเติบโต โดยไทยมีการใช้พลังงานสูงเป็นอันดับสามในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ และปล่อย CO₂ มากเป็นอันดับสี่ ประเทศไทยจึงมองหาทางออกด้วยการพัฒนาพลังงานหมุนเวียน

ในปี 2024 รัฐบาลได้นำเสนอแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan หรือ PDP) ฉบับปรับปรุง พร้อมแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan) ฉบับปรับปรุง เอกสารเหล่านี้กำหนดขั้นตอนสำคัญในการปฏิรูปโครงสร้างพื้นฐานระบบไฟฟ้า วางแผนเพิ่มพลังงานหมุนเวียน และกำหนดมาตรการลดความซับซ้อนของขั้นตอนด้านกฎระเบียบ ต่อไปนี้คือแนวโน้มสำคัญ

ทิศทางพลังงานของประเทศไทย

เป้าหมายหลักของ PDP 2024 คือการปรับสัดส่วนพลังงานไปสู่พลังงานหมุนเวียนอย่างมาก โดยวางแผนให้พลังงานหมุนเวียนรองรับความต้องการไฟฟ้าของประเทศ 33% ภายในปี 2030 และเพิ่มเป็น 51% ภายในปี 2037 แผนดังกล่าว กำหนดให้เพิ่มกำลังผลิต 43 กิกะวัตต์ภายในปี 2037 ในจำนวนนี้เป็นโซลาร์ฟาร์มบนพื้นดิน 24 กิกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำอีก 3 กิกะวัตต์ ส่วนที่เหลือมาจากพลังงานลม พลังงานชีวภาพ และกังหันก๊าซ 6 กิกะวัตต์ ไม่มีโครงการถ่านหินใหม่อยู่ในแผน

ความสามารถในการแข่งขันของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ได้รับการยืนยันจาก งานวิจัยโดยต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ (LCOE) ของโซลาร์ฟาร์มบนพื้นดินในประเทศไทยอยู่ที่ 33–75 ดอลลาร์สหรัฐ/เมกะวัตต์ชั่วโมง ขณะที่กังหันก๊าซใหม่มีต้นทุน 79–86 ดอลลาร์สหรัฐ/เมกะวัตต์ชั่วโมง และโรงไฟฟ้าถ่านหินอยู่ที่ 74–96 ดอลลาร์สหรัฐ/เมกะวัตต์ชั่วโมง ความแตกต่างทางเศรษฐศาสตร์นี้อธิบายได้ว่าเหตุใดพลังงานแสงอาทิตย์จึงควรเป็นแรงขับเคลื่อนสำคัญของการปฏิรูป

อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาสัดส่วนพลังงานในปัจจุบัน แผนนี้ถือว่ามีความทะเยอทะยานสูง สถานการณ์ตั้งต้น คือในปี 2024 การผลิตไฟฟ้ามากกว่า 80% มาจากก๊าซและถ่านหิน โดยก๊าซมีสัดส่วน 68% ส่วนพลังงานแสงอาทิตย์และพลังน้ำที่ผลิตภายในประเทศรวมกันมีเพียง 5%

PDP 2024 ครอบคลุมการทยอยลดโครงการก๊าซ การพัฒนาระบบกักเก็บพลังงาน (แบตเตอรี่ 26 กิกะวัตต์ชั่วโมง และโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ 20 กิกะวัตต์ชั่วโมง) รวมถึงการร่วมมือกับประเทศเพื่อนบ้านในอาเซียนอย่างจริงจังเพื่อแลกเปลี่ยนไฟฟ้า

มาตรการสนับสนุนพลังงานสะอาด

ควบคู่กับ PDP รัฐบาลได้จัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกฉบับปรับปรุง (AEDP 2024) ซึ่งกำหนดกลไกสนับสนุนหลายรูปแบบ

อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff หรือ UGT)

ตั้งแต่เปิดตัวเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2025 โครงการนี้ เปิดให้ภาคธุรกิจซื้อไฟฟ้า “สีเขียว” จากโรงไฟฟ้าพลังน้ำของรัฐ ในระยะแรก UGT1 ได้จัดสรรไฟฟ้าประมาณ 2 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี อัตราค่าไฟสูงกว่าอัตราปกติ 0.0594 บาท/กิโลวัตต์ชั่วโมง และเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดกลางและขนาดใหญ่เข้าร่วม ธุรกิจยินดีจ่ายเพิ่ม เพราะการรับรองแหล่งพลังงานสีเขียวช่วยให้ปฏิบัติตามข้อกำหนด ESG รักษาการเข้าถึงห่วงโซ่อุปทานโลก และลดความเสี่ยงด้านกฎระเบียบและชื่อเสียง ในระยะ UGT2 ที่จะตามมา ลูกค้าจะสามารถเลือกแหล่งพลังงานเฉพาะได้ เช่น ลมหรือแสงอาทิตย์

สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (Direct PPA หรือ DPPA)

คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอนุมัติโครงการนำร่องสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (DPPA) ซึ่งเปิดให้บริษัทซื้อพลังงานจากผู้ผลิตได้โดยตรง โดยมีโควตาเริ่มต้น 2 กิกะวัตต์ ก่อนหน้านี้ ไฟฟ้าทั้งหมดในประเทศจำหน่ายผ่านระบบผูกขาดของรัฐ แต่ในรูปแบบใหม่นี้ ระบบโครงข่ายไฟฟ้าแห่งชาติทำหน้าที่เป็นผู้ให้บริการโครงสร้างพื้นฐาน ไม่ใช่คู่สัญญาซื้อขาย จึงเปิดโอกาสให้เกิดตลาดพลังงานสีเขียวสำหรับภาคธุรกิจอย่างแท้จริงในประเทศ 

กลไกนี้สำคัญอย่างยิ่งสำหรับศูนย์ข้อมูลที่ต้องใช้พลังงานหมุนเวียนเท่านั้น ตามนโยบายองค์กรของผู้ประกอบการระดับโลกชั้นนำ ได้แก่ Google, Microsoft, Amazon และ Meta

สิทธิประโยชน์ทางภาษี

สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) ยังคงให้สิทธิยกเว้นภาษีและการคิดค่าเสื่อมราคาแบบเร่งสำหรับโครงการที่ใช้แผงโซลาร์เซลล์

พลังงานแสงอาทิตย์ในฐานะแรงขับเคลื่อนหลัก

พลังงานแสงอาทิตย์เป็นหัวใจสำคัญของ PDP 2024 โดยประมาณครึ่งหนึ่งของกำลังผลิตที่วางแผนไว้ (24 กิกะวัตต์จาก 43 กิกะวัตต์) มาจากโซลาร์ฟาร์มบนพื้นดิน แนวโน้มการเติบโตของอุตสาหกรรมนี้มาจากหลายปัจจัย ได้แก่

• ศักยภาพทรัพยากรสูงงานวิจัย ประเมินศักยภาพพลังงานแสงอาทิตย์ของประเทศไทยไว้ที่ 300 กิกะวัตต์ กำลังผลิตติดตั้งในปัจจุบันใช้ศักยภาพนี้ไม่ถึง 1%
• ต้นทุนเทคโนโลยีลดลงอย่างรวดเร็ว ราคาแผงโซลาร์เซลล์ลดลง มากกว่า 80% ในช่วงสิบปีที่ผ่านมา
• ตลาดมีความหลากหลาย การเติบโตไม่ได้มาจากโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่เท่านั้น แต่ยังเกิดในภาคธุรกิจ บนหลังคาอาคารอุตสาหกรรมและอาคารพาณิชย์ รวมถึงโครงการลอยน้ำที่ทำงานร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ

ภายในปี 2030 โรงไฟฟ้าบนพื้นดินควรมีกำลังผลิตประมาณ 18 กิกะวัตต์ ระบบบนหลังคา 12 กิกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าลอยน้ำ 3 กิกะวัตต์ ตัวเลขประเมินนี้อ้างอิงเป้าหมายของ AEDP 2024 สัดส่วนจริงอาจแตกต่างออกไป แต่แนวโน้มโดยรวมชัดเจนว่า ในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า พลังงานแสงอาทิตย์จะกลายเป็นแหล่งกำลังผลิตใหม่ที่ใหญ่ที่สุด

การเปลี่ยนแปลงด้านกฎระเบียบ

การพัฒนาพลังงานหมุนเวียนไม่อาจเกิดขึ้นได้หากไม่ลดความซับซ้อนของขั้นตอนด้านกฎระเบียบ ในช่วงสองปีที่ผ่านมา รัฐบาลได้ดำเนินการปฏิรูปสำคัญหลายประการ

ยกเลิกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานสำหรับระบบบนหลังคา

ตั้งแต่วันที่ 28 ธันวาคม 2024 กระทรวงอุตสาหกรรมได้ ยกเลิก ข้อกำหนดให้ขอ “ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน” สำหรับระบบโซลาร์เซลล์บนหลังคาทุกขนาดกำลังผลิต ก่อนหน้านี้ ระบบตั้งแต่ 1 เมกะวัตต์ขึ้นไปต้องได้รับอนุมัติจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม (DIW) ซึ่งเพิ่มทั้งระยะเวลาและค่าใช้จ่าย ปัจจุบันผู้ดำเนินการเพียงต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดทั่วไปด้านพลังงานและอาคาร

ลดขั้นตอนการขออนุญาตด้านอาคาร

เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2025 กระทรวงมหาดไทยได้ออกกฎกระทรวงแยกต่างหาก ให้การติดตั้งแผงโซลาร์เซลล์ไม่อยู่ในนิยามของ “การดัดแปลงอาคาร” หากน้ำหนักรวมของระบบไม่เกิน 20 กก./ม² เอกสารนี้ยกเลิกข้อกำหนดเรื่องหนังสือรับรองความมั่นคงแข็งแรงของโครงสร้างและการแจ้งหน่วยงานท้องถิ่น ทำให้ภาระด้านเอกสารลดลงอย่างมากสำหรับอาคารทุกประเภท

กฎที่ผ่อนปรนสำหรับระบบขนาดเล็ก 

กฎใหม่อนุญาตให้ติดตั้งระบบบนหลังคาขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ได้ โดยไม่ต้องขออนุญาต หากไม่มีการเชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้าของรัฐ น้ำหนักแผงสูงสุดยังจำกัดอยู่ที่ 20 กก./ม² 

เมื่อรวมกับการเปิดตัว UGT และ DPPA การเปลี่ยนแปลงเหล่านี้ช่วยให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยและนักลงทุนเข้าถึงตลาดได้ง่ายขึ้น พร้อมลดระยะเวลาและค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อระบบโซลาร์เซลล์

ความท้าทายและความเสี่ยง

แม้จะเห็นความก้าวหน้าอย่างชัดเจน แต่นักลงทุนควรคำนึงถึงความเสี่ยงและข้อจำกัดหลายประการ

ข้อจำกัดของโครงข่ายและการผูกขาด

การส่งออกพลังงานหมุนเวียนต้องอาศัยกลไกตลาด การเปิดให้เข้าถึงโครงข่าย และการรับความเสี่ยงด้านระบบและการเงิน ซึ่งรูปแบบปัจจุบันยังไม่รองรับ โครงข่ายไฟฟ้าแห่งชาติของไทยเป็นของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (EGAT) และยังไม่มีการเปิดให้บุคคลที่สามเข้าถึงโครงข่าย หมายความว่าไทยสามารถส่งผ่านไฟฟ้าข้ามอาณาเขตของตนได้ แต่ยังไม่สร้างตลาดส่งออกอย่างเต็มรูปแบบ จึงยังเป็นประเทศทางผ่านแทนที่จะเป็นศูนย์กลางพลังงานของภูมิภาค การพัฒนาพลังงานหมุนเวียนขนาดใหญ่จำเป็นต้องปฏิรูปเพื่อให้บุคคลที่สามเข้าถึงโครงสร้างพื้นฐานโครงข่ายไฟฟ้าได้

ค่าไฟสูงและการพึ่งพาก๊าซ

ดังที่กล่าวไปแล้ว ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่เพิ่มขึ้นส่งผลโดยตรงต่อค่าไฟ ในสถานการณ์ที่ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติลดลงและความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์เพิ่มขึ้น การเดินหน้าสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซแม้ในปริมาณที่ลดลงก็เพิ่มภาระทางการเงินให้ระบบไฟฟ้าทั้งระบบ รัฐรับความเสี่ยงเชิงระบบด้านเสถียรภาพของค่าไฟ ผู้บริโภครับความเสี่ยงจากราคาที่สูงขึ้น ส่วนนักลงทุนรับความเสี่ยงด้านการคืนทุนของสินทรัพย์ในระยะยาวท่ามกลางตลาดที่ไม่แน่นอน

การลงทุนในพลังงานหมุนเวียนยังคงน่าสนใจ แต่ต้องคำนึงถึงความผันผวนของค่าไฟด้วย

ความเสี่ยงทางการเมือง

การตัดสินใจของรัฐบาลที่ไม่ต่อเนื่อง รวมถึงการห้ามโครงการใหม่และการระงับโครงการที่ดำเนินอยู่ในอดีต เป็นอุปสรรคต่อการเติบโตของพลังงานหมุนเวียน นักลงทุนควรติดตามประกาศอย่างเป็นทางการอย่างใกล้ชิด และเข้าร่วมการรับฟังความคิดเห็นสาธารณะและการประมูล

ความเร็วในการดำเนินงานและความเสี่ยงด้านโครงสร้างพื้นฐาน

เป้าหมายการเพิ่มกำลังผลิตที่ประกาศไว้ยังห่างจากสภาพปัจจุบันของอุตสาหกรรมอย่างมาก การก่อสร้างโครงการขนาดใหญ่อาจล่าช้าเพราะขาดแคลนที่ดิน การอนุมัติที่ช้า หรือทรัพยากรในท้องถิ่นไม่เพียงพอ นอกจากนี้ต้องคำนึงถึงความแตกต่างระหว่างภูมิภาคด้วย จังหวัดภาคเหนือมีศักยภาพแสงอาทิตย์สูงกว่า แต่โครงสร้างพื้นฐานอ่อนแอกว่า ส่วนภาคใต้มีลักษณะตรงกันข้าม

ความหมายสำหรับนักลงทุน

การเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานที่กำลังเตรียมการอยู่เปิดโอกาสการลงทุนหลายแนวทาง

โครงการขนาดใหญ่ระดับสาธารณูปโภคพร้อมระบบกักเก็บพลังงาน ด้วยสัดส่วนพลังงานแสงอาทิตย์ที่สูงตามเป้าหมาย PDP 2024 และต้นทุนแบตเตอรี่ที่ลดลง โครงการขนาดใหญ่ที่มีระบบกักเก็บพลังงานอาจให้ผลตอบแทนที่คุ้มค่า โครงการเหล่านี้สามารถทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ระยะยาวกับรัฐหรือลูกค้าภาคธุรกิจ และลดความเสี่ยงจากความผันผวนของค่าไฟได้

ภาคธุรกิจและหลังคาสถานประกอบการ กฎที่เรียบง่ายขึ้นร่วมกับโครงการ UGT และ DPPA ช่วยให้เข้าถึงรูปแบบที่โรงงาน ศูนย์การค้า หรือศูนย์ข้อมูลติดตั้งแผงบนหลังคาของตนเพื่อลดต้นทุนพลังงานได้ง่ายขึ้น

โรงไฟฟ้าลอยน้ำ การผสานกำลังผลิตจากพลังน้ำกับพลังงานแสงอาทิตย์ช่วยใช้อ่างเก็บน้ำที่มีอยู่ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เป้าหมายของ AEDP 2024 กำหนดระบบลอยน้ำไว้ 2.8 กิกะวัตต์ จึงเปิดตลาดสำหรับผู้รับเหมา EPC ที่มีความเชี่ยวชาญเฉพาะทาง

โครงการแบบเบ็ดเสร็จพร้อมสัญญาซื้อขายโดยตรง สัญญา DPPA นำร่องสำหรับศูนย์ข้อมูลเป็นจุดเริ่มต้นของตลาดสัญญาโดยตรงในอนาคต กลไกนี้อาจขยายไปสู่สถานประกอบการอุตสาหกรรมและเครือข่ายร้านค้าขนาดใหญ่ต่อไป ซึ่งจะช่วยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ามีรายได้ที่มั่นคง

ความสามารถในการทำกำไรของโครงการจะขึ้นอยู่กับโครงสร้างทางการเงินที่เหมาะสม ความสามารถในการเข้าถึงโครงข่าย และการเลือกพันธมิตรด้านการออกแบบและก่อสร้างที่เชื่อถือได้

บทบาทของบริษัทวิศวกรรมและพันธมิตร EPC

กลยุทธ์เป็นเพียงครึ่งหนึ่งของความสำเร็จ ในทางปฏิบัติ หลายโครงการเผชิญปัญหาด้านวิศวกรรมและการประสานงาน เช่น โครงสร้างไม่สอดคล้องกับข้อกำหนดของพื้นที่ การประเมินน้ำหนักบรรทุกบนหลังคาผิดพลาด การอนุมัติจากหน่วยงานท้องถิ่นล่าช้า และการคำนวณการผลิตไฟฟ้าหรือระยะเวลาคืนทุนไม่ถูกต้อง ด้วยเหตุนี้ บริษัท EPC ที่สามารถทำงานเชื่อมโยงนโยบาย ตลาด และวิศวกรรมจึงมีบทบาทสำคัญยิ่งขึ้น

Siriteja Energy เป็นผู้ให้บริการบูรณาการ EPC ที่ใช้ประสบการณ์ด้านวิศวกรรมอย่างกว้างขวางในการมองเห็นปัญหาที่อาจเกิดขึ้นตั้งแต่ขั้นวางแผน เราวิเคราะห์ความสามารถในการรับน้ำหนักของหลังคาตามข้อกำหนด จำลองการผลิตไฟฟ้าโดยคำนึงถึงลักษณะเฉพาะของภูมิภาค ประเมินทางเลือกในการเชื่อมต่อโครงข่าย และรูปแบบการผสานระบบกักเก็บพลังงาน เราประสานงานกับหน่วยงานกำกับดูแลและช่วยขอใบอนุญาตที่จำเป็นท่ามกลางกฎหมายที่เปลี่ยนแปลงอยู่เสมอ

สรุป

อนาคตของพลังงานสะอาดในประเทศไทยไม่ได้เป็นคำถามอีกต่อไปว่า “จะเกิดขึ้นหรือไม่” เพราะจะเกิดขึ้นอย่างแน่นอน แผน PDP 2024 และ AEDP 2024 ฉบับปรับปรุงได้กำหนดทิศทางไว้แล้ว และพลังงานแสงอาทิตย์จะเป็นแรงขับเคลื่อนหลักของการเปลี่ยนผ่าน แต่ความสำเร็จในการดำเนินงานขึ้นอยู่กับการปฏิรูปโครงสร้างพื้นฐานโครงข่ายไฟฟ้า กฎการเชื่อมต่อที่ยืดหยุ่น และสภาพแวดล้อมการลงทุนที่มั่นคง

สำหรับนักลงทุน สิ่งสำคัญคือการผสานมุมมองเชิงกลยุทธ์ด้านนโยบายเข้ากับความเข้าใจทางวิศวกรรมอย่างลึกซึ้ง วิธีนี้ช่วยประเมินความเหมาะสมที่แท้จริงของพื้นที่ ความเสี่ยงในการเชื่อมต่อโครงข่าย และความคุ้มค่าของโครงการได้

‍

‍