ศูนย์วิจัยเศรษฐกิจและธุรกิจ ธนาคารไทยพาณิชย์ (SCB EIC) ประเมินว่า แผน PDP ฉบับใหม่ (2567) และแผนการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะหนุนให้มูลค่าไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำปรับตัวเพิ่มขึ้นราว 8 หมื่นล้านบาทในปี 2593
โดยกระทรวงพลังงาน มีแผนนำไฮโดรเจนมาใช้ผลิตไฟฟ้าจากเดิมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นพลังงานหลัก โดย PDP 2024 มีเป้าหมายชัดเจนว่า จะนำไฮโดรเจนมาผสมกับก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ในเบื้องต้น SCB EIC ประเมินว่า ในช่วงปี 2573-2580 จะมีการใช้ไฮโดรเจนในโรงไฟฟ้า IPP SPP และกฟผ. เริ่มตั้งแต่ 5% หรือราว 141-151 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นมูลค่ารวมราว 10,000-12,000 ล้านบาท ณ ระดับราคาไฮโดรเจนสีเขียวราว 2.5-2.6 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม
นอกจากนี้ จากการประเมินตามเป้าหมายของ กฟผ. ที่จะทยอยเพิ่มไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติไปจนถึง 75% หรือราว 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2593 พบว่า มูลค่าไฮโดรเจนจะอยู่ที่ราว 80,000 ล้านบาท ณ ระดับราคาไฮโดรเจนสีเขียวที่จะลดลงเหลือราว 1.25 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม
สำหรับคุณสมบัติเด่นของไฮโดรเจนที่มีการปล่อยคาร์บอนต่ำ จะช่วยให้การผลิตไฟฟ้าเข้าสู่เป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2593 โดยไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำถูกระบุให้เป็นแหล่งพลังงานใหม่ในการผลิตไฟฟ้าของไทย เนื่องจากเป็นเชื้อเพลิงสะอาด ที่มีการปล่อยคาร์บอนต่ำกว่าก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในไทย (Pool gas) ราว 3 เท่า ซึ่งหากมีการใช้ไฮโดรเจนสีเขียวเป็นเชื้อเพลิงสูงสุด 75% ของปริมาณก๊าซที่ต้องใช้ในโรงไฟฟ้าในปี 2593 จะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลได้ไม่น้อยกว่า 42% จากปี 2566 ซึ่งจะช่วยให้ไทยบรรลุเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2593 ได้
SCB EIC ประเมินว่า ในกรณีที่แย่ที่สุด การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในการผลิตไฟฟ้า จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าต่อหน่วยในปี 2583 สูงขึ้น 28% และ 5% ตามลำดับ โดยโรงไฟฟ้าจะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นตามสัดส่วนการผสมและราคาในแต่ละปี โดย SCB EIC พบว่า
- การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 5% ในปี 2573-2580 จะส่งผลต่อต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 9% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยสูงขึ้น 1.6-1.7%
- การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 20% ในปี 2583 จะทำให้ต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 28% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 5.4%
- การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 25% ในปี 2593 จะทำให้ต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 7% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 1.6%
ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวเป็นผลมาจากราคาไฮโดรเจนที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติ และการสมมุติให้โรงไฟฟ้าไม่มีนโยบายเรื่องการลดคาร์บอนอย่างเป็นรูปธรรม
อย่างไรก็ดี การผลักดันไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำให้เป็นเชื้อเพลิงหลักได้อย่างยั่งยืน จะต้องมีกลไกต่าง ๆ ดังนี้
1. ลดต้นทุนการผลิต ต้นทุนไฮโดรเจนมีผลต่อการพิจารณาใช้สูงที่สุด โดยจากการประเมินต้นทุนที่จะทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าไม่ได้รับผลกระทบในระยะยาว ไฮโดรเจนสีเขียวในไทยควรจะมีราคาเฉลี่ยราว 8-9 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู (MMBTU) (0.9-1 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม)
ดังนั้น จึงควรเร่งส่งเสริมให้ผู้ผลิตสามารถพัฒนาเทคโนโลยี Electrolysis ให้มีประสิทธิภาพการผลิตสูงขึ้น หรือราคาอุปกรณ์ที่ถูกลง รวมไปถึงผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าและภาครัฐที่กำกับดูแลด้านพลังงาน พัฒนาโมเดลการผลิตไฟฟ้าสะอาดรูปแบบใหม่ ที่พ่วงแหล่งพลังงานตั้งแต่ต้นน้ำจนถึงปลายน้ำ โดยอาศัยโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า ซึ่งคาดว่าจะมีส่วนช่วยให้ราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำลดลงและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำก็จะลดลงด้วย
2. ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบใหม่ ที่ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถผลิตไฮโดรเจนสีเขียวได้เอง โดยอาศัยโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า
3. ผลักดันตลาดคาร์บอนเครดิต และระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ให้เป็นแบบภาคบังคับ (Policy push) จะช่วยทำให้กลไกราคาคาร์บอนฯ ในตลาดสูงขึ้น จะเป็นการสนับสนุนให้โรงไฟฟ้าหันมาใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมากขึ้น จากสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับผ่านการขายคาร์บอนเครดิต และขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อีกทางหนึ่ง
โดยสรุป คือการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำตามแผนพลังงานและ PDP ฉบับใหม่ (2567) และเป้าหมายของ กฟผ. โดยเฉพาะหากใช้ไฮโดรเจนสีเขียวในภาคการผลิตไฟฟ้าในสัดส่วน (10-75%) ภายในปี 2593 จะเป็นประโยชน์ต่อการบรรลุเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2593 จากการช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ของการผลิตไฟฟ้าได้มากกว่า 42% จากปัจจุบัน
อย่างไรก็ตาม ยังคงต้องติดตามประเด็นการเพิ่มขึ้นของต้นทุนในฝั่งผู้ผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของประชาชน ที่ภาครัฐและเอกชนสามารถร่วมกันพัฒนาโมเดลการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ เพื่อแก้ไขปัญหาเรื่องต้นทุน และเพิ่มรายได้ของโรงไฟฟ้าจากสิทธิประโยชน์จากการลดคาร์บอน ขณะเดียวกัน ก็ต้องไม่กระทบค่าไฟฟ้าด้วย