เศรษฐกิจ
การมีพลังงานไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการใช้งานทั้งประเทศ จำเป็นต้องมีการวางแผนจัดหาไฟฟ้าในอนาคต เพื่อรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจและสังคม เนื่องจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและโครงสร้างพื้นฐานที่เกี่ยวข้องต้องใช้เวลาหลายปีจึงจะแล้วเสร็จ ที่ผ่านมาไทยมีการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (Power Development Plan : PDP) เพื่อเป็นแผนแม่บทในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยปัจจุบันกำลังใช้แผน PDP 2018 แต่จากการเปลี่ยนแปลงของสภาพเศรษฐกิจและปัจจัยสิ่งแวดล้อม ทำให้ต้องมีการปรับปรุงแผนเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เกิดขึ้นจริง
ในปี 2567 กระทรวงพลังงาน ทำแผนฉบับใหม่ PDP 2024 แทนที่ PDP ฉบับที่ใช้อยู่ แต่กลับไม่สามารถประกาศใช้ได้ เนื่องจากเกิดข้อถกเถียงต่าง ๆ จากหลายฝ่าย เช่น การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงเกินจริงทำให้ต้องสร้างโรงไฟฟ้าสำรองเกินความจำเป็น การใช้ข้อมูลที่ไม่เป็นปัจจุบัน โครงสร้างเชื้อเพลิงที่ยังพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนสูงอาจเพิ่มความเสี่ยงจากราคาโลกผันผวน ข้อกังวลด้านความปลอดภัยพลังงานนิวเคลียร์ การไม่ได้เปิดตลาดไฟฟ้าเสรี รวมถึงแผนไม่สอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Net Zero) ที่มีทิศทางไปใช้พลังงานสะอาดมากขึ้น เป็นต้น ด้วยเหตุนี้จึงส่งผลให้แผน PDP 2024 จึงถูกชะลอการประกาศใช้และต้องนำกลับไปทบทวนใหม่
สูตรค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
ล่าสุด สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) โดยอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผน PDP เปิดเวทีรับฟังความเห็นการจัดทำ “ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast)” เพื่อใช้เป็นฐานในการจัดทำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศฉบับใหม่ หรือ PDP2026 โดยมีการปรับปรุงข้อมูลให้เป็นปัจจุบัน รวมถึงปรับสมมติฐานสำคัญ เช่น การผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง (IPS) แนวโน้มการใช้รถยนต์ไฟฟ้า (EV) การเติบโตของศูนย์ข้อมูล (Data Center) รวมถึงมาตรการอนุรักษ์พลังงานและการบริหารจัดการโหลด เพื่อสะท้อนโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่มีความซับซ้อนและกระจายตัวมากขึ้น
ร่างแผน PDP 2026 มีระยะเวลานาน 25 ปี เพิ่มขึ้นจากแผนก่อนหน้าที่มีเพียง 15 ปี ครอบคลุมตั้งแต่ปี 2569 – 2593 (ค.ศ. 2026-2025) โดยมีแนวทางการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า จาก
1. กรณีฐาน (BAU) หรือแนวโน้มปัจจุบัน โดยคาดว่าอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ของไทย เฉลี่ยที่ 2.56% ลดลงจากแผนก่อนหน้าที่ 3.1% อ้างอิงข้อมูลจากสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สภาพัฒน์) ณ วันที่ 9 ธ.ค. 2568 และจำนวนประชากรในประเทศ (รวมประชากรแฝง) ตั้งแต่ปี 2568 – 2569 สมมติฐานเติบโตเฉลี่ยลดลง 0.21% เหลืออยู่ที่ 66.5 ล้านคน อ้างอิงข้อมูลสภาพัฒน์ ณ วันที่ 10 ก.ย. 2568
ประมาณการ GDP เบื้องต้น
2 กรณีพื้นฐาน (BASE) ซึ่งเป็นสมมติฐานหลักที่จะนำไปใช้พยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของ PDP โดยนำสมมติฐาน BAU รวมกับปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าส่วนที่เพิ่มขึ้นใหม่ (New Demand) และนำไปหักลบแผนการอนุรักษ์พลังงาน (EEP) กับแผนการผลิตใช้ไฟฟ้าใช้เอง (IPS)
ดังนั้น สูตรค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า คือ BAU+New Demand – Negative Demand (EEP และ IPS)
EV พุ่ง 30.7 ล้านคันในปี 93
ความน่าสนใจในการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของแผน PDP ฉบับใหม่นี้ มีการปรับสมมติฐานใหม่ในส่วนของ New Demand โดยเพิ่มปัจจัยอื่น ๆ เข้ามาในสมการคำนวณ ดังนี้
รถยนต์ไฟฟ้า (EV) ที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นในอนาคต โดยปรับเลื่อนเป้าหมายการใช้รถ EV ของนโยบายส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า 30@30 ในส่วนของรถยนต์ส่วนบุคคล ออกไปอีก 1 ปี และรถยนต์ประเภทอื่นออกไปอีก 5 ปี เนื่องจากยอดการใช้รถมีแนวโน้มยังไม่ถึงเป้าหมาย
แต่เพิ่มปัจจัยเรื่องอายุการใช้งานของรถ EV อ้างอิงแนวโน้มเทคโนโลยีแบตเตอรี่ที่มีประสิทธิภาพดีขึ้นในอนาคต มาใช้ในการพยากรณ์ ซึ่งในช่วง 5 ปีแรก (พ.ศ. 2569–2573) กำหนดอายุการใช้งานรถยนต์นั่งส่วนบุคคล 12 ปี รถกระบะ 11 ปี รถจักรยานยนต์ 4 ปี รถโดยสาร 8 ปี และรถบรรทุก 10 ปี สำหรับช่วงปี พ.ศ. 2574–2583 กำหนดอายุการใช้งานทุกประเภทเพิ่มเป็น 1.5 เท่าของช่วง 5 ปีแรก และในช่วงปี พ.ศ. 2584–2593 เพิ่มเป็น 2 เท่าของช่วง 5 ปีแรก เพื่อสะท้อนอายุรถตามเทคโนโลยีที่พัฒนาดีขึ้น
เพิ่มอัตราการคงอยู่ของรถ (Survival Rate) หรือจำนวนรถ EV ที่ยังคงใช้งานอยู่ในระบบ มาปรับให้สอดคล้องกับพฤติกรรมการใช้งานและอายุการใช้งานของรถเครื่องยนต์สันดาป (ICE) ในประเทศไทย เพื่อให้มีความสอดคล้องกับสภาพการใช้งานจริงมากยิ่งขึ้น
เพิ่มสมมติฐานด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) มาใช้ในการพยากรณ์ โดยพิจารณาจากปัจจัยสำคัญ ได้แก่ ค่าการใช้พลังงานไฟฟ้าจำเพาะ (กิโลวัตต์-ชั่วโมง: kWh), ระยะทางการวิ่งเฉลี่ยต่อวัน (กิโลเมตรต่อวัน: km/day)) และรูปแบบการชาร์จไฟฟ้า (Load Profile) โดยอ้างอิงจากการศึกษาของสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สะท้อนการใช้พลังงานที่แตกต่างของรถ EV แต่ละประเภท
ประมาณการเบื้องต้นจำนวนรถ EV
เมื่อนำปัจจัยทั้งหมดมาคำนวณ ส่งผลให้การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) จะอยู่ที่ประมาณ 103,056 GWh ทั้งนี้จำนวนรถ EV ที่คาดว่าจะมีการใช้งานในปี 2569 ประกอบด้วย
- รถยนต์นั่งส่วนบุคคล 13,552,754 คัน
- รถกระบะ 3,106,410 คัน
- รถจักรยานยนต์ 13,106,410 คัน
- รถโดยสาร 106,902 คัน
- รถบรรทุก 832,390 คัน
คาดดาตาเซ็นเตอร์ใช้ไฟมาก
อุตสาหกรรมดาตาเซ็นเตอร์ (Data Center) เป็นอีกหนึ่งในปัจจัยสำคัญในการคำนวณความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นใหม่ เนื่องจากมีการใช้ไฟฟ้าปริมาณมากและอาจต้องการไฟฟ้าพลังงานสะอาด โดยการพยาการณ์จะใช้ข้อมูลจากการยื่นเรื่องหรือติดต่อขอใช้ไฟฟ้าของผู้ประกอบการดาตาเซ็นเตอร์ ในพื้นที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ข้อมูล ณ เดือน ก.พ. 2569 และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ข้อมูล ณ เดือน มี.ค. 2569 ควบคู่กับการพิจารณาถึงความสามารถของระบบส่ง ระบบจำหน่าย และระบบผลิต ที่จะรองรับ Data Center ที่เพิ่มขึ้น
ทังนี้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของ Data Center มีการพยากรณ์ไว้ 3 รูปแบบ คือ
- กรณีต่ำ คัดเฉพาะผู้ที่ได้ใบส่งเสริมหรืออยู่ระหว่างการขอส่งเสริมจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) และความพร้อมในการจ่ายไฟของโรงไฟฟ้า
- กรณีกลาง ใช้ข้อมูลจากกรณีต่ำ และเพิ่มส่วนที่มีศักยภาพในการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับ
- กรณีสูง ใช้จำนวนผู้ประกอบการทั้งหมดที่เข้ามายื่นเรื่องหรือติดต่อขอใช้ไฟฟ้า ของ กฟน. และ กฟภ.
สมมติฐานเบื้อต้นการใช้ไฟฟ้า Data Center
แต่ทางอนุกรรมฯ เลือกใช้เพียง 2 รูปแบบเท่านั้น คือ กรณีต่ำ และกรณีกลาง มาใช้ในการคำนวณ ส่งผลให้ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของ Data Center ในปี 2593 กรณีต่ำจะใช้ไฟรวมที่ 42,468 กิกะวัตต์-ชั่วโมง และกรณีกลางจะใช้ไฟรวมที่ 55,744 กิกะวัตต์-ชั่วโมง
พื้นที่โครงการเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) เป็นหนึ่งในพื้นที่ศักยภาพสำคัญสำหรับการลงทุน Data Center จากความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานและนโยบายสนับสนุนของภาครัฐ โดยพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าอ้างอิงข้อมูลสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) ณ วันที่ 7 ม.ค. 2569 การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะโครงการลงทุนที่ยังไม่ได้นำไปรวมในประมาณการ GDP ของสภาพัฒน์
โดบแบ่งกลุ่มความต้องการเป็น 4 กลุ่ม ได้แก่
- โครงสร้างพื้นฐานสำคัญ ไม่นับรสมโครงการที่อยู่ภายใต้ประกมาณการ GDP และเป็นโครงการที่รับไฟฟ้านอกพื้นที่รับผิดชอบของ กฟภ.
- เขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ เพื่อกิจการพิเศษ พิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ระหว่างเตรียมพื้นที่
- เขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ เพื่อกิจการอุตสาหกรรม พิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ระหว่างเตรียมพื้นที่
- บริษัทที่คาดว่าจะเข้าลงทุนโดยขอรับสิทธิประโยชน์จาก สกพอ. ในอนาคต พิจารณาเฉพาะโครงการที่เป็นธุรกิจใหม่
นอกจากนี้การคาดการณ์ยังอ้างอิงพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าจริง ปี 2568 ของนิคมอุตสาหกรรมใน 3 จังหวัด และใช้ค่า Load Factor เฉลี่ยที่ 70.08% ของนิคมอุตสาหกรรมในพื้นที่ 3 จังหวัด
จากสมมติฐานดังกล่าว คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ EEC ส่วนเพิ่มในปี 2593 จะอยู่ที่ประมาณ 1,368 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 7,791 กิกะวัตต์-ชั่วโมง
รถไฟความเร็วสูงล่าช้ากระทบประเมินไฟฟ้า
การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของโครงการรถไฟความเร็วสูง (HST) อ้างอิงตามแผนดำเนินงานล่าสุด ณ เดือน ส.ค. 2568 ของ สำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร (สนข.) และการรถไฟแห่งประเทศไทย (รฟท.) ครอบคลุมทั้ง 4 เส้นทางทั่วประเทศ มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นตามระยะทางและจำนวนสถานีที่เพิ่มขึ้น โดยคาดการในปี 2593 ความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมอยู่ที่ 3,552 กิโลวัตต์-ชั่วโมง
ทั้งนี้แผนการดำเนินงานและโครงข่าย 4 เส้นทาง มีปรับปรุงใหม่จากแผนเดิมทั้งกรอบเวลาและระยะทางในบางช่วง รวมระยะทางทั้งสิ้น 2,467 กิโลเมตร จำนวน 44 สถานี ดังนี้
- สายตะวันออกเฉียงเหนือ (กรุงเทพฯ–หนองคาย) : ช่วงกรุงเทพฯ–นครราชสีมา เริ่มปี 2572 (เดิม 69) ระยะทาง 253 กิโลเมตร (เดิม 251 กิโลเมตร) มี 6 สถานี และช่วงนครราชสีมา–หนองคาย เริ่มปี 2574 (เดิม 72) ระยะทาง 356 กิโลเมตร (เดิม 434 กิโลเมตร) มี 5 สถานี
- สายใต้ (กรุงเทพฯ–ปาดังเบซาร์) แบ่งเป็น 3 ระยะ: ช่วงกรุงเทพฯ – หัวหิน เริ่มรปี 2579 (เดิม 75) ระยะทาง 211 กิโลเมตร มี 5 สถานี ช่วงหัวหิน – สุราษฏร์ธานี เริ่มปี 2583 (เดิม 78) ระยะทาง 424 กิโลเมตร มี 3 สถานี และช่วงสุราษฏร์ธานี – ปาดังเบซาร์ เริ่มปี 2586 (เดิม 78) ระยะทาง 335 กิโลเมตร มี 4 สถานี
- สายเหนือ : ช่วงกรุงเทพฯ–พิษณุโลก เริ่มปี 2576 (เดิม 72) ระยะทาง 380 กิโลเมตร มี 7 สถานี และช่วงพิษณุ–เชียงใหม่ เริ่มปี 2581 (เดิม 76) ระยะทาง 288 กิโลเมตร (เดิม 293 กิโลเมตร) มี 5 สถานี
- สายตะวันออก (เชื่อม 3 สนามบิน) : ช่วงดอนเมือง–อู่ตะเภา เริ่มปี 2572 ระยะทาง 220 กิโลเมตร มี 9 สถานี (ยกเลิก 2 เส้นทาง เดิมมี 23 สถานี)
ขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของรถไฟฟ้าในเมือง ณ ปี 2593 คาดว่าจะเพิ่มขึ้นอยู่ที่ 708 กิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยคิดจากเกณฑ์ของรถไฟฟ้า BTS ซึ่งประเมินการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยต่อระยะทางอยู่ที่ 2.32 กิโลวัตต์-ชั่วโมงต่อกิโลเมตรต่อปี การใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยต่อสถานี 2.4 กิโลวัตต์-ชั่วโมงต่อสถานีต่อปี และจำนวนผู้โดยสารเฉลี่ย 6.35 แสนคนต่อวัน
รวมถึงโครงการใหม่ในต่างจังหวัด โดยปรับสมติฐานจากการเลื่อนเวลาเปิดใช้และปรับลดลงจำนวน 2 โครงการในจังหวัดขอนแก่นและจังหวัดสงขลา ส่งผลให้รวมเหลือระยะทางทั้งหมด 81.57 กิโลเมตร จำนวน 72 สถานี ได้แก่ โครงการขนส่งมวลชนจังหวัดภูเก็ตเริ่มปี 2574 (เดิม 69) โครงการขนส่งมวลชนจังหวัดเชียงใหม่เริ่มปี 2575 (เดิม 71) โครงการขนส่งมวลชนจังหวัดนครราชสีมาเริ่มปี 2575 (เดิม 71) และโครงการขนส่งมวลชนจังหวัดพิษณุโลกเริ่มปี 2577 (เดิม 71)
เป้า Net Zero ดันโซลาร์รูฟท็อปโตกระโดด
การผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง (IPS) คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าในปี 2593 จะอยู่ที่ 19,965 เมกะวัตต์ โดยอ้างอิงแนวโน้มโซลาร์รูฟท็อป (Solar Rooftop) และ โซลาร์ลอยน้ำ (Solar Floating) ในระบบ กฟน. และ กฟภ. จะมีการเติบโตอย่างมากในอนาคตจากการสนับสนุนด้านนโยบายของภาครัฐ อาทิ การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนเพื่อบรรลุเป้าหมาย Net Zero และการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าผ่านระบบ Third Party Access (TPA) รวมถึงแนวโน้มการพัฒนาเทคโนโลยี โดยเฉพาะการติดตั้งระบบ Solar Rooftop ควบคู่กับระบบกักเก็บพลังงาน (BESS)
ทั้งนี้ Solar Rooftop ในปี 2593 คาดว่ากำลังผลิตไฟฟ้าจะอยู่ที่ 21,034 เมกะวัตถ์ เพิ่มขึ้น 16,787 เมกะวัตถ์จากปี 2568 คิดเป็น 56% ของศักยภาพการติดตั้งสูงสุดทั้งประเทศและ Solar Floating กำลังผลิตไฟฟ้าจะอยู่ที่ 6,624 เมกะวัตถ์ เพิ่มขึ้น 3,175 เมกะวัตถ์จากปี 2568 คิดเป็น 50% ของศักยภาพการติดตั้งสูงสุดทั้งประเทศ
ค่าพยากรณ์เบื้องต้น กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ของ Solar Rooftoop
EV เปลี่ยนค่า Peak เป็น 3 ทุ่ม
ภาพรวมความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศมีแนวโน้มเติบโตในอัตราที่ชะลอตัวลงอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้การพยากรณ์ในกรณีต่ำ (Low) คาดว่า ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดจะเพิ่มจากประมาณ 36,450 เมกะวัตต์ ในปี 2569 เป็น 71,340 เมกะวัตต์ ในปี 2593 หรือเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 2.9 ต่อปี โดยมีการใช้ไฟฟ้าปี 2593 อยู่ที่ 386,081 ล้านหน่วย ขณะที่กรณีสูง (High) ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในปี 2593 จะเพิ่มเป็น 77,374 เมกะวัตต์ หรือเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 3.2 ต่อปี และมีการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 434,371 ล้านหน่วย โดยมีปัจจัยหลักจากการขยายตัวของ EV และ Data Center
นอกจากนี้ ยังพบพิจารณาพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะช่วงเวลาการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ที่เปลี่ยนจากช่วงกลางวันเวลา 14.00 น. เป็นช่วงกลางคืน 21.00 น. จากการชาร์จ EV และการใช้ไฟฟ้าในภาคธุรกิจยุคดิจิทัล ขณะเดียวกันการวางแผนระบบไฟฟ้าในระยะต่อไปยังต้องคำนึงถึงมาตรการเชิงนโยบายที่จำเป็นในอนาคต เช่น การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า การลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการเติบโตของ Data Center การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง ตลอดจนการเปิดให้มีการใช้โครงข่ายไฟฟ้าร่วมกัน (Third Party Access: TPA)
ช่วงเวลาใช้ไฟฟ้าสูงสุดในปี 68 เทียบกับปี 62
ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าเป็นจุดตั้งต้นสำคัญของแผน PDP 2026 ซึ่งจะเป็นตัวกำหนดทั้งจำนวนโรงไฟฟ้าที่ต้องสร้างใหม่และประเภทเชื้อเพลิงที่ใช้ ท่ามกลางแรงกดดันจากมาตรการลดก๊าซเรือนกระจกที่เข้มข้นขึ้นทั่วโลก ในท้ายที่สุดต้นทุนทั้งหมดจะถูกสะท้อนผ่านค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องแบกรับ
เนื้อหาที่เกี่ยวข้อง:
