SCB EIC เจาะลึกไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ แผนพลังงานปี 2024
แผน PDP ฉบับใหม่ (2024) และแผนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ. จะหนุนให้มูลค่าไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำปรับตัวเพิ่มขึ้นราว 8 หมื่นล้านบาทในปี 2050
กระทรวงพลังงานมีแผนนำไฮโดรเจนมาใช้ผลิตไฟฟ้าจากเดิมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นพลังงานหลัก โดย PDP 2024
มีเป้าหมายชัดเจนว่าจะนำไฮโดรเจนมาผสมกับก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลงในการผลิตไฟฟ้า โดยเบื้องต้น SCB EIC ประเมินว่า ในช่วงปี 2030-2037 จะมีการใช้ไฮโดรเจนในโรงไฟฟ้า IPP SPP และ กฟผ. 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 2050 พบว่า มูลค่าไฮโดรเจนจะอยู่ที่ราว 80,000 ล้านบาท ณ ระดับราคาไฮโดรเจนสีเขียวที่จะลดลงเหลือราว 1.25 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม
คุณสมบัติเด่นของไฮโดรเจนที่มีการปล่อยคาร์บอนต่ำ จะช่วยให้การผลิตไฟฟ้าเข้าสู่เป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050
ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำถูกระบุให้เป็นแหล่งพลังงานใหม่ในการผลิตไฟฟ้าของไทย เนื่องจากเป็นเชื้อเพลิงสะอาด ที่มีการปล่อยคาร์บอนต่ำกว่าก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในไทย (Pool gas) ราว 3 เท่า ซึ่งหากมีการใช้ไฮโดรเจนสีเขียวเป็นเชื้อเพลิงสูงสุด 75% ของปริมาณก๊าซที่ต้องใช้ในโรงไฟฟ้าในปี 2050 จะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลได้ไม่น้อยกว่า 42% จากปี 2023 ซึ่งจะช่วยให้ไทยบรรลุเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050 ได้
SCB EIC ประเมินว่า ในกรณีที่แย่ที่สุด การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในการผลิตไฟฟ้า จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าต่อหน่วยในปี 2040 สูงขึ้น 28% และ 5% ตามลำดับ
โรงไฟฟ้าจะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นตามสัดส่วนการผสมและราคาในแต่ละปี ตัวอย่างเช่น SCB EIC พบว่า การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 5% ในปี 2030-2037 จะส่งผลต่อต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 9% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยสูงขึ้น 1.6-1.7% ในขณะที่การผสมไฮโดรเจนสีเขียว 20% ในปี 2040 จะทำให้ต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 28% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 5.4% ส่วนการผสมไฮโดรเจนสีเขียว 25% ในปี 2050 จะทำให้ต้นทุนของโรงไฟฟ้าสูงขึ้นราว 7% และค่าไฟฟ้าต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 1.6% โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวเป็นผลมาจากราคาไฮโดรเจนที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติ และการสมมุติให้โรงไฟฟ้าไม่มีนโยบายเรื่องการลดคาร์บอนอย่างเป็นรูปธรรม
การผลักดันไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำให้เป็นเชื้อเพลิงหลักได้อย่างยั่งยืน จะต้องมีการ 1) ลดต้นทุนการผลิต 2) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบใหม่ที่ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถผลิตไฮโดรเจนสีเขียวได้เอง โดยอาศัยโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า และ 3) ผลักดันตลาดคาร์บอนเครดิต และระบบซื้อ–ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
ต้นทุนไฮโดรเจนมีผลต่อการพิจารณาใช้สูงที่สุด โดยจากการประเมินต้นทุนที่จะทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าไม่ได้รับผลกระทบในระยะยาว ไฮโดรเจนสีเขียวในไทยควรจะมีราคาเฉลี่ยราว 8-9 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู (MMBTU) (0.9-1 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม) โดยภาครัฐร่วมกับภาคเอกชนสามารถช่วยกันพัฒนาทั้งการลดต้นทุนผ่านโมเดลการผลิตรูปแบบใหม่ที่ทำให้ต้นทุนและค่าไฟฟ้าลดลง หรือภาครัฐควรมีนโยบายสนับสนุนกลไกการใช้คาร์บอนเครดิตและระบบการซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคบังคับ (Emission trading scheme, ETS)
ไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ (Low carbon hydrogen) แหล่งพลังงานใหม่ของไทยในอนาคต
ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำถูกระบุชัดเจนขึ้นในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของไทยใน PDP ฉบับใหม่ปี 2024 โดยจะเข้ามาทดแทนปริมาณก๊าซธรรมชาติราว 5% ของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2030–2037 และคาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามเป้าหมายของ กฟผ. ที่จะทดแทนสูงสุด 75% ภายในปี 2050 เป็นแนวทางหนึ่งที่จะช่วยให้ภาคการผลิตไฟฟ้าบรรลุตามเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและเพิ่มเสถียรภาพทางพลังงานในประเทศ
ปัจจุบันไฟฟ้าพลังงานสะอาดในไทยได้กลับมาเป็นที่สนใจอีกครั้งจากความต้องการไฟฟ้าที่มีแนวโน้มสูงขึ้นท่ามกลางเป้าหมายที่จะบรรลุการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของไทย ทั้งจากความต้องการไฟฟ้าที่เร่งตัวมากขึ้นตามยุทธศาสตร์ของประเทศ อาทิ รถไฟฟ้าความเร็วสูง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) และกลุ่มธุรกิจใหม่ที่มีแนวโน้มเติบโตในอนาคต อย่าง AI Data center ที่ต้องใช้ไฟฟ้ามากขึ้นราว 3 เท่าตัวจาก Data center ปกติ ที่สำคัญยังต้องการใช้ไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานสะอาดด้วย เนื่องจากเจ้าของหรือผู้ใช้งาน AI Data center เป็นองค์กรที่ต้องการใช้ไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพื่อบรรลุเป้าหมาย Net zero emission ซึ่งนับเป็นหนึ่งในปัจจัยที่ภาครัฐเริ่มตื่นตัวในการเตรียมไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพื่อดึงดูดอุตสาหกรรมแห่งอนาคตให้เข้ามาลงทุน ขณะเดียวกัน ยังมีความต้องการไฟฟ้าที่มากขึ้น
ในภาคประชาชนเอง จากการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ของไทยที่มีแนวโน้มเติบโตต่อเนื่องและส่งผลให้ใช้ไฟฟ้ามากขึ้น รวมถึงการใช้ไฟฟ้าที่สูงทะลุสถิติใหม่ในแต่ละปี ที่ส่วนหนึ่งมาจากปัจจัยเรื่องสภาวะโลกร้อนที่ส่งผลให้มีการใช้ไฟฟ้าโดยรวมมากขึ้นเช่นกัน
จากความต้องการไฟฟ้าที่มีแนวโน้มสูงขึ้นท่ามกลางเป้าหมายที่จะบรรลุ Carbon neutrality และ Net zero ของประเทศ ทำให้แหล่งไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเป็นตัวช่วยสำคัญต่อแผนการผลิตไฟฟ้า หากพิจารณาจากร่างแผนกำลังการผลิตไฟฟ้า(PDP) ของไทย จะพบว่า ภาครัฐได้ตระหนักและเตรียมรับมือในเรื่องนี้แล้วจากPDP ฉบับใหม่ปี 2024 ที่คาดว่า
จะประกาศในช่วงปลายปี 2024 จะมีไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเข้ามาเป็นอีกทางเลือกหนึ่งของแหล่งพลังงานใหม่ ที่จะมาทดแทนก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมหรือโคเจนเนอเรชั่น นอกเหนือจาก Solar PV, Solar + Battery และ Wind ที่เพิ่มขึ้นเป็นส่วนใหญ่ (คาดว่า PDP 2024 จะมีสัดส่วนของไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนราว 51%)
ที่มา : ข้อมูลจาก กฟผ. ในงาน ERC Forum 2024 และ ประกาศ Public hearing PDP 2024 ของ EPPO
ทั้งนี้จากแผน PDP 2024 ทางสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานแห่งชาติ หรือ EPPO มีการประกาศเป้าหมายการผลิตไฟฟ้า โดยจะมีสัดส่วนของไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลดลงเหลือราว 41% ภายในปี 2037 ซึ่งจะรวมไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ
มาผสมด้วยราว 5% ของปริมาณก๊าซธรรมชาติ เข้ามาเป็นพลังงานสะอาดใหม่ในการผลิตไฟฟ้าในปี 2030-2037 ด้วย นอกจากนี้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) เอง ได้มีแผนที่สอดรับนโยบาย PDP 2024 และมีเป้าหมายระยะยาวเช่นกัน
โดยกำหนดให้มีการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำทดแทนก๊าซธรรมชาติ ที่จะเริ่มนำมาผสมในสัดส่วน 10%-20% ภายในปี 2040 และทยอยเพิ่มขึ้นเป็น 25%-75%ภายในปี 2050
โดยไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำจะเป็นเชื้อเพลิงทดแทนเฉพาะในโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ ที่ผลิตไฟฟ้าจำหน่ายแก่การไฟฟ้า (กฟผ. กฟภ. และ กฟน.) ได้แก่ โรงไฟฟ้า IPP และ SPP รวมถึงโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เองที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจากท่อส่งก๊าซหลักของ ปตท. ที่มีระบบท่อส่งก๊าซกระจายอยู่ทั่วประเทศและป้อนโรงไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตรวมราว 32,561 MW ณ ไตรมาส 1 ปี 2024 ดังแสดงในรูปที่ 1
รูปที่ 1 : ระบบท่อก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ที่ป้อนเข้าโรงไฟฟ้า IPP, SPP และ กฟผ.ตามกำลังการผลิตรวม 32,561 MW
ที่มา : แผนผังระบบท่อก๊าซธรรมชาติจาก PTT และสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติจากกฟผ.
หากมีการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาทดแทนก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซของ ปตท. ตามแผน PDP 2024 ช่วงปี 2030-2037 แล้ว SCB EIC ประเมินว่าในปี 2030-2037 จะต้องใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำราว 141-151 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) และหากอ้างอิงตามเป้าหมายของ กฟผ. ที่จะทยอยเพิ่มไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในระยะยาว ไปจนถึงปี 2050 ประเมินว่าจะใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำสูงสุด ราว 2,118 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน(MMSCFD) ดังแสดงในรูปที่ 2 โดยจะผสมเป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นหลักรวมไปถึงโรงไฟฟ้าSPP ที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อขายให้ลูกค้าประเภทอุตสาหกรรม (IU) ด้วย ตามการอ้างอิงข้อมูลประกาศปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าชนิดต่าง ๆ ในปี 2023 จาก EPPO และแผนการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตตาม PDP 2024 และ Gas plan 2024 ทำให้ตลาดไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเริ่มได้รับความสนใจและมีการพูดถึงในวงกว้างมากขึ้น โดยเฉพาะภาคธุรกิจ ซึ่งหากนำมาใช้เป็นพลังงานหลักในการผลิตไฟฟ้าที่จะเริ่มต้นในปี 2030 จนถึงปี 2037 ตามแผน PDP 2024 ไปจนถึงเป้าหมายระยะยาวของ กฟผ. ในปี 2040-2050 ก็จะทำให้เห็นถึงความต้องการของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและมูลค่าตลาดที่ชัดเจนขึ้น ดังแสดงในรูปที่ 3
รูปที่ 2 : ปริมาณไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำตาม PDP 2024 ในปี 2030-2037 ราว 151-141 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และตามเป้าหมาย กฟผ. ในปี 2040-2050 ราว 282-2,118 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
หน่วย : ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลประกาศของ กฟผ.และข้อมูล % ของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงไฟฟ้าจาก EPPO
รูปที่ 3 : มูลค่าตลาดไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ เติบโตตามสัดส่วนที่มากขึ้น โดยจะมีมูลค่าสูงสุดราว 82,000 ล้านบาทในปี 2050
หน่วย : ล้านบาท
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลประกาศของ กฟผ. และปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงไฟฟ้าจาก EPPO และราคาไฮโดรเจนสีเขียวจาก Bloomberg NEF
SCB EIC ประเมินมูลค่าตลาดไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเฉพาะที่ต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าของไทยจาก PDP 2024 ที่ผสมไฮโดรเจนในสัดส่วน 5% ของปริมาตร จะอยู่ที่ราว 1-2 หมื่นล้านบาทต่อปี ในช่วง 2030-2037 แต่หากประเมินตามเป้าหมายของ กฟผ. ที่จะผสมไฮโดรเจนในสัดส่วน 10%-20% ของปริมาตร ในปี 2040 จะมีมูลค่ารวมเพิ่มขึ้นเป็น 2-4 หมื่นล้านบาทต่อปี และในปี 2050 ที่จะผสมในสัดส่วนที่เพิ่มขึ้นราว 25%-75% จะทำให้มีมูลค่ารวมราว 2-8 หมื่นล้านบาทต่อปี และหากมองในภาพรวม ที่ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำจะเข้ามาทดแทนก๊าซธรรมชาติที่ใช้เป็นเชื้อเพลงในภาคอุตสาหกรรม (ปกติใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในกระบวนการผลิต) ด้วยแล้ว จะทำให้มูลค่าของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในประเทศไทยสูงขึ้นจากที่ประเมินไปเบื้องต้นอีกราว 20-25% แน่นอนว่าการทดแทนด้วยไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำจะไปลดความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงไฟฟ้า IPP SPP และ กฟผ. ตามเป้าหมายของ PDP 2024 ในช่วงปี 2030-2037 จะเห็นว่าปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ต้องจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะเหลืออยู่ราว 2,600-2,800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และหากพิจารณาในระยะยาวจนถึงปี 2040-2050 ที่ประเมินตามเป้าหมายของ กฟผ. ความต้องการก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าจะลดลง เหลือราว 700-2,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ดังแสดงในรูปที่ 4 ซึ่งหากมองในมุมของความมั่นคงในการจัดหาพลังงานของประเทศ
การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำที่สามารถผลิตเองได้ในประเทศ ไม่ว่าจะเป็นไฮโดรเจนสีฟ้า (หรือสีขาวที่เป็นผลผลิตพลอยได้ของ Supply chain ในอุตสาหกรรมเคมีและปิโตรเคมี) และไฮโดรเจนสีเขียวที่ผลิตจากไฟฟ้าพลังงานสะอาดเช่น Solar PV และ Wind ก็จะช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศที่มีการผันผวนของราคาตามตลาดโลกได้
รูปที่ 4 : ปริมาณก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าลดลงจาก PDP 2024 เหลือ 2,683ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2030
และ คาดว่าจะลดลงเหลือ 706-2,118 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2050 ตามเป้าหมายของ กฟผ.
หน่วย : ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลประกาศของ กฟผ.และปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงไฟฟ้าและแผน PDP จาก EPPO
ทำไมไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำถึงเป็นตัวเลือกของพลังงานใหม่สำหรับผลิตไฟฟ้าของไทย
คุณสมบัติเด่นของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ คือ มีค่าความร้อนสูงและไม่มีการปล่อยคาร์บอนจากการเผาไหม้
และยังสามารถผลิตได้จากกระบวนการผลิตที่ปล่อยคาร์บอนต่ำ อาทิ ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนเป็นไฮโดรเจนสีเขียว ซึ่งจะมีคาร์บอนต่ำกว่าก๊าซธรรมชาติถึง 3 เท่า และสามารถนำมาผสมกับก๊าซธรรมชาติในระบบท่อก๊าซธรรมชาติได้
ก๊าซไฮโดรเจนจะประกอบด้วยไฮโดรเจน 2 อะตอม (H2) โดยไฮโดรเจนเป็นธาตุที่เบาที่สุด และมีค่าความร้อนสูงเหมาะ
ในการเป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้คุณสมบัติทั่วไปของก๊าซไฮโดรเจน คือ เป็นก๊าซไม่มีสี ไม่มีกลิ่น ติดไฟง่าย มีความสะอาด ซึ่งการเผาไหม้ก๊าซไฮโดรเจนจะได้ผลผลิตเป็นน้ำและพลังงานเท่านั้น ทำให้ไฮโดรเจนจัดเป็นเชื้อเพลิงพลังงานสะอาด (ข้อมูลเพิ่มเติมเกี่ยวกับไฮโดรเจน อ่านได้จากบทความของ SCB EIC Future perspective : เรื่อง กรีนไฮโดรเจน (Green Hydrogen) กุญแจสำคัญของหนทางสู่ Net zero)
จากการเปรียบเทียบไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติที่ใช้ป้อนโรงไฟฟ้าในไทย (Pool gas) จะพบว่า ก๊าซไฮโดรเจนมีความหนาแน่นทางพลังงานต่อปริมาตรประมาณ 300 บีทียูต่อลูกบาศก์ฟุต (BTU/SCF) แต่หากเทียบกับก๊าซธรรมชาติยังน้อยกว่าราว 3 เท่า ดังนั้น การป้อนไฮโดรเจนผสมลงระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (ท่อที่ติดตั้งแล้วในปัจจุบัน) ให้ได้พลังงานรวมเท่าเดิม จะต้องมีการตรวจสอบทั้งด้านวิศวกรรมและความปลอดภัยก่อนดำเนินการ เพื่อประเมินความเหมาะสมของระบบท่อและอุปกรณ์ที่สัมผัสไฮโดรเจน รวมถึงตรวจสอบประสิทธิภาพการเผาไหม้ทั้งนี้จากกรณีศึกษาถึงกระบวนการในการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเป็นเชื้อเพลิง ที่ผสมกับก๊าซธรรมชาติของบริษัทผลิตไฟฟ้าในต่างประเทศ พบว่า การใช้ไฮโดรเจนผสมเป็นเชื้อเพลิงจะทำให้ลดต้นทุนพลังงานได้ในระยะยาว แต่ต้องมีการลงทุนในอุปกรณ์เพื่อติดตั้งเพิ่มเติม ไปจนถึงการตรวจสอบและการทดสอบการทำงานก่อน โดยจะต้องมีแผนการหยุดผลิตไฟฟ้าชั่วคราวด้วย ซึ่งเป็นเรื่องที่ท้าทายสำหรับการวางแผนการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า และหน่วยงานที่กำกับดูแลต่อไป
การเผาไหม้ของไฮโดรเจนไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนฯ หรือก๊าซที่จะส่งผลกระทบทางลบต่อสภาพภูมิอากาศ
ด้วยจุดเด่นนี้ ประเทศต่าง ๆ ทั่วโลกรวมถึงประเทศไทย เริ่มมีการระบุให้ใช้ไฮโดรเจน โดยเฉพาะไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลในการผลิตไฟฟ้า ที่เดิมเป็นแหล่งปล่อยก๊าซคาร์บอนฯ เป็นลำดับต้น ๆ อย่างไรก็ตาม หากเจาะลึก
ถึงประเภทของไฮโดรเจนในตลาดก็จะมีหลายประเภท ซึ่งจะมีการปล่อยคาร์บอนฯในปริมาณที่แตกต่างกัน ในกรณีการใช้ไฮโดรเจนเพื่อลดการปล่อยคาร์บอนสำหรับการผลิตไฟฟ้า SCB EIC ได้ประเมิน โดยการเปรียบเทียบการปล่อยคาร์บอนฯของไฮโดรเจนชนิดต่าง ๆ กับก๊าซธรรมชาติ ที่ใช้ป้อนโรงไฟฟ้าในไทย(Pool gas) พบว่า Pool gas จะมีการปล่อย CO2
อยู่ราว 66.6 Kg/ล้านบีทียู (MMBTU) ซึ่งสูงกว่าไฮโดรเจนสีฟ้าและสีเขียวที่มีการปล่อย CO2 ราว 34.8 และ 17.4 Kg/MMBTU ตามลำดับ (รูปที่ 5) ส่วนไฮโดรเจนสีเทามีการปล่อย CO2 ราว 104.5 Kg/MMBTU ซึ่งมากกว่า Pool gas ค่อนข้างมาก
ดังนั้น หากพิจารณาเชิงเปรียบเทียบการใช้พลังงานเพื่อที่จะลดการปล่อยคาร์บอนฯ ให้ได้ตามเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050 และ Net zero ในปี 2065 การใช้ไฮโดรเจนสีฟ้าและสีเขียวจึงเป็นตัวเลือกแหล่งพลังงานใหม่ ที่จะมีส่วนช่วยลดการปล่อยคาร์บอนของไทยได้
ความคุ้มค่าและความเป็นไปได้ในการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำผลิตไฟฟ้าในไทย
หากใช้ไฮโดรเจนทดแทนก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าตาม PDP 2024 และเป้าหมายของ กฟผ. เพื่อให้ไทยบรรลุเป้าหมาย Net zero ในปี 2065 ได้ การใช้ไฮโดรเจนสีเขียว จะเป็นทางเลือกที่น่าสนใจที่สุด จากการลดการปล่อยคาร์บอนฯ สูงสุด และราคาต่ำสุดเทียบกับไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำชนิดอื่น ๆ แม้ว่าจะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น ในกรณีที่ไม่มีนโยบายผลักดันการลดคาร์บอนฯ แต่หากมีนโยบายผลักดันการลดคาร์บอนฯ การใช้ไฮโดรเจนสีเขียวจะมีโอกาสช่วยลดค่าใช้จ่ายแก่ผู้ผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าได้
หากพิจารณาในแง่ความคุ้มค่าที่จะเลือกใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนฯ ต่ำมาทดแทนก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้า เพื่อบรรลุเป้าหมาย Net zero ในปี 2065 แล้ว SCB EIC ประเมินว่าจะต้องพิจารณาใน 2 ประเด็นสำคัญ ดังนี้
1. ปริมาณการปล่อยคาร์บอนฯ ต่อล้านบีทียู (CO2/MMBTU) เมื่อเทียบกับค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการปรับเปลี่ยนมาใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำซึ่งหากเปรียบเทียบระหว่างก๊าซธรรมชาติและไฮโดรเจนชนิดต่าง ๆ จะพบว่าไฮโดรเจนสีฟ้าและไฮโดรเจนสีเขียวจะเป็นทางเลือกที่ดี่สุด ส่วนไฮโดรเจนสีเทาน่าสนใจน้อยที่สุดในการนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนก๊าซธรรมชาติ จากปริมาณการปล่อยคาร์บอนฯ (CO2) ที่สูงที่สุดเทียบกับไฮโดรเจนชนิดอื่น ๆ และสูงกว่าก๊าซธรรมชาติที่ใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในไทย (Pool gas) กว่า 1.5 เท่า
ดังแสดงในรูปที่ 5 แม้ว่าการปรับเปลี่ยนมาใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำจะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น แต่การลดการปล่อยคาร์บอนฯ ที่ได้ จะเป็นผลพลอยได้ซึ่งสามารถสร้างรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิต ทั้งนี้จากการศึกษาของ SCB EIC พบว่า การผสมไฮโดรเจนสีฟ้าและสีเขียวตามแผน PDP 2024 จะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ได้ราว 2-3 ล้านตันต่อปี แต่จากเป้าหมายที่ไทยจะเข้าสู่ Carbon neutrality ในปี 2050 การใช้ไฮโดรเจนสีเขียวที่มากขึ้นตามเป้าหมายของ กฟผ. ที่สัดส่วนสูงสุด 75% ในปี 2050 จะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ได้มากถึง 38 ล้านตันซึ่งจะทำให้ปี 2050 การปล่อยคาร์บอนฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าที่ใช้พลังงานจากฟอสซิลเหลือราว 51 ล้านตันคาร์บอนฯ เมื่อเทียบกับปี 2023 ที่ปล่อยคาร์บอนฯ รวม 89.6 ล้านตัน หรือลดลงราว 42% ดังแสดงรายละเอียดในรูปที่ 6
รูปที่ 5 : เปรียบเทียบปริมาณคาร์บอนฯ ของไฮโดรเจนและก๊าซธรรมชาติ (Pool gas) และราคาต่อหน่วยพลังงาน
หน่วย : Kg CO2/MMBTU (กราฟซ้าย) และดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU (กราฟขวา)
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลราคาและปริมาณ CO2ของไฮโดรเจนจาก Bloomberg, NEF, IEA และประกาศข้อมูลก๊าซธรรมชาติจาก EPPO
รูปที่ 6 : คาร์บอนเครดิตที่ได้จากการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำทดแทนก๊าซธรรมชาติ (Pool gas)
หน่วย : ตันคาร์บอนต่อปี (ซ้ายมือ) และ MMBTUต่อวัน (ขวามือ)
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลปริมาณการปล่อยคาร์บอนของไฮโดรเจนชนิดต่าง ๆ จาก IEA และข้อมูลปริมาณก๊าซธรรมชาติจาก EPPO
2. ราคาต่อพลังงาน (ดอลลาร์สหรัฐ/MMBTU) ที่ต่ำที่สุด จากข้อมูลราคาต่อพลังงานของโฮโดรเจนชนิดต่าง ๆ ในประเทศไทย ที่อ้างอิงจากBloomberg NEF มาพิจารณาประกอบตามแผนการใช้ไฮโดรเจนในการผลิตไฟฟ้าที่จะเริ่มในปี 2030 ถึงปี 2050 (ตัดการพิจารณาไฮโดรเจนสีเทาออก เนื่องจากมีการปล่อยคาร์บอนฯ ในอัตราสูงที่สุด ดังที่กล่าวไปเบื้องต้น) จากประมาณการราคาไฮโดรเจนของ Bloomberg NEF พบว่า ไฮโดรเจนสีเขียวมีความเหมาะสมที่สุดในการใช้เป็นเชื้อเพลิง จากราคาที่ต่ำที่สุดที่ราว 22.6 MMBTU หรือราว 2.6 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัมในปี 2030 และทยอยลดลงมาอยู่ที่ 10.9 MMBTU หรือราว 1.25 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัมในปี 2050 เนื่องจากต้นทุนการผลิตที่ลดลง ทั้งจากเทคโนโลยี Electrolysis ที่คาดว่าจะถูกลงและทรงตัวได้ในระดับต่ำ และค่าไฟฟ้าจาก Solar PV หรือ Wind ที่เป็นไฟฟ้าในการนำมาใช้ผลิตไฮโดรเจนสีเขียวก็มีแนวโน้มลดลงเช่นกัน สำหรับไฮโดรเจนสีฟ้า แม้ว่าในปี 2023 จะมีราคาต่ำกว่าไฮโดรเจนสีเขียว แต่ในปี 2030-2050 คาดว่าราคาไฮโดรเจนสีฟ้าจะไม่ลดลงมากแล้ว จากต้นทุนที่ตึงตัว ทั้งจากราคาก๊าซธรรมชาติที่เป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตไฮโดรเจนที่ราคาไม่ได้ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ และการผลิตที่ยังต้องอาศัยขั้นตอนที่ซับซ้อนและเกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและเคมีภัณฑ์อยู่ รวมถึงเทคโนโลยีการผลิตที่พ่วงการดักจับคาร์บอนที่คาดว่าจะเข้าสู่ต้นทุนที่คงที่แล้วในช่วงปี 2040-2050 ทำให้ราคาของไฮโดรเจนสีฟ้ายังทรงตัวอยู่ในระดับที่สูงกว่าไฮโดรเจนสีเขียว
จากการประเมินความคุ้มค่าเชิงเศรษฐกิจ ทั้งส่วนของผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟฟ้าโดยประเมินความคุ้มค่าในเชิงประโยชน์ที่ได้จากการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและต้นทุนในการผลิตซึ่งพิจารณาจากราคาต่อพลังงาน โดยส่วนของผู้ผลิตไฟฟ้าจะประเมินผลกระทบของค่าใช้จ่ายพลังงานรวมสำหรับโรงไฟฟ้าในเชิงเปรียบเทียบ ที่ประเมินได้จากค่าใช้จ่ายรวมของต้นทุนพลังงานที่เพิ่มขึ้นของการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำทดแทนในสัดส่วนต่าง ๆ มาหักลบกับผลประโยชน์ที่ได้ในรูปแบบคาร์บอนเครดิตจากการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนฯ โดยจะพิจารณาใน 2 กรณี ทั้งกรณีตลาดคาร์บอนเครดิตภาคสมัครใจที่ไม่มีกลไกของรัฐมาสนับสนุน (Voluntary case) และกรณีที่ภาครัฐมีนโยบายสนับสนุนผ่านตลาดการซื้อ-ขายคาร์บอนเครดิต และระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคบังคับ (Emission trading scheme, ETS) (Policy push case) (รูปที่ 7)
รูปที่ 7 : ราคาคาร์บอนเครดิตจากตลาดสมัครใจและตลาดที่มีกลไกสนับสนุนจากนโยบายรัฐ
หน่วย : ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน CO2
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลราคาคาร์บอนเครดิตจาก Bloomberg NEF
กรณีที่ 1 : ใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในการผลิตไฟฟ้า โดยมีการขายคาร์บอนเครดิตในตลาดที่ซื้อขายคาร์บอนเครดิตแบบสมัครใจตามกลไกตลาด(Voluntary case) โรงไฟฟ้าจะมีค่าใช้จ่ายรวมเพิ่มขึ้น จากต้นทุนเชื้อเพลิงเดิมในการผลิตไฟฟ้าตาม PDP 2024 ในปี 2030-2037 ราว 9% จากการใช้ไฮโดรเจนสีเขียว ซึ่งกระทบต่อผู้ผลิตไฟฟ้าน้อยที่สุดหากเทียบกับการใช้ไฮโดรเจนสีฟ้าที่จะกระทบต้นทุนราว 11% ส่วนในปี 2037-2050 การใช้ไฮโดรเจนสีเขียวจะยังคงน่าสนใจมากกว่าเช่นกัน พบว่า จะมีต้นทุนเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นน้อยที่สุดราว 7% (ทดแทน 25%) และสูงที่สุดถึง 28% (ทดแทน 20%) ซึ่งล้วนมีผลกระทบที่น้อยกว่าการใช้ไฮโดรเจนสีฟ้าดังแสดงรายละเอียดในรูปที่ 8 ซึ่งทุกสัดส่วนการผสมก็ล้วนมีผลกระทบต่อผู้ผลิตไฟฟ้าไม่มากก็น้อย เนื่องจากรายได้จากคาร์บอนเครดิตยังไม่มากพอที่จะมาชดเชยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ ตามสัดส่วนของไฮโดรเจนที่ใส่เข้าไป
กรณีที่ 2 : ใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในการผลิตไฟฟ้า โดยมีภาครัฐเข้ามาสนับสนุน (Policy push case) ผ่านนโยบายสนับสนุนตลาดซื้อ-ขายคาร์บอนเครดิตและระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคบังคับ (ETS) เพื่อให้โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าโดยปล่อยคาร์บอนให้อยู่ในกรอบตามเป้าหมาย Carbon neutrality และ Net zero ของประเทศ กรณีนี้ จะทำให้ราคาคาร์บอนเครดิตในตลาดสูงขึ้นมากกว่า 2-10 เท่าตัวจากกรณี Voluntary case (ตามรูปที่ 6) ซึ่งจะทำให้การนำไฮโดรเจนสีเขียวมาผสมในสัดส่วน 25%–75% ตามเป้าหมายของกฟผ. จะสามารถช่วยลดค่าใช้จ่ายในส่วนของเชื้อเพลิงโดยรวมได้ 28%–83% ตามลำดับ (ตามรูปที่ 9) เนื่องจากคาร์บอนเครดิตที่ได้จะมีมูลค่าสูงจนสามารถครอบคลุมต้นทุนไฮโดรเจนที่นำเข้ามาใช้ได้ ในทางกลับกัน โรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าและมีการปล่อยคาร์บอนเกินกรอบเป้าหมาย Carbon neutrality และ Net zero ก็สามารถซื้อสิทธิในการปล่อยคาร์บอนในรูปแบบ Allowance unit price ผ่านตลาดETS และคาร์บอนเครดิตในตลาดคาร์บอนได้
รูปที่ 9 : กรณี Policy push การใช้ไฮโดรเจนสีเขียวมีค่าใช้จ่ายสามารถลดลงได้มากที่สุด28-83% (ทดแทน 25-75% ในปี 2050)
รูปที่ 8 : กรณี Voluntary การใช้ไฮโดรเจนสีเขียวมีค่าใช้จ่ายรวมเพิ่มขึ้นน้อยที่สุดราว 7% (ทดแทน 25% ในปี 2050)
หน่วย : % ค่าใช้จ่ายรวมที่เพิ่มขึ้น
หน่วย : % ค่าใช้จ่ายรวมที่เพิ่มขึ้น
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลราคาไฮโดรเจนและราคาคาร์บอนเครดิตจาก Bloomberg NEF
ดังนั้น หากราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำสูงมากจนกระทบต้นทุนการผลิต และตลาดคาร์บอนยังเป็นภาคสมัครใจซื้อขาย (Voluntary case) โดยไม่มีการบังคับหรือนโยบายสนับสนุนการลดคาร์บอนอย่างจริงจัง การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำจะยังกระทบต่อค่าใช้จ่ายรวมของผู้ผลิตไฟฟ้าให้ต้องสูงขึ้น อย่างไรก็ดี SCB EIC ได้ประเมินราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำที่เหมาะสม ที่จะไม่กระทบต่อต้นทุนของผู้ผลิตไฟฟ้ากรณีที่ตลาดคาร์บอนเป็นภาคสมัครใจ (Voluntary case) แล้ว พบว่า ราคาไฮโดรเจนสีฟ้าที่เหมาะสมที่สุดควรจะมีราคาต่ำกว่า 8.4 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU หรือราว 0.9 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม และส่วนไฮโดรเจนสีเขียวราคาที่เหมาะสมที่สุดควรจะต่ำกว่า 8.6 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU หรือราว 1 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม แต่หากตลาดคาร์บอนเครดิตและ ETS ได้รับการสนับสนุนจากภาครัฐ (Policy push case) พบว่า ราคาไฮโดรเจนสีฟ้าและสีเขียวที่เหมาะสมจะแตกต่างกันไป ขึ้นกับราคาของคาร์บอนเครดิตในตลาด อาทิ ไฮโดรเจนสีฟ้าจะอยู่ในช่วง 8.6-15.5 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU หรือราว 1-1.8ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม ส่วนไฮโดรเจนสีเขียวจะอยู่ในช่วง 8.9-19.7 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU หรือราว 1.03-2.27 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม ดังแสดงในรูปที่ 10-11
รูปที่ 11 : (กรณี Policy push case) ราคาไฮโดรเจนสีเขียว
และสีฟ้าที่จะไม่กระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า จะแตกต่างกันไปตามสัดส่วนการผสม
หน่วย ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU
รูปที่ 10 : (กรณี Voluntary case) ราคาไฮโดรเจนสีเขียวและสีฟ้าต้องต่ำกว่า 8.6 ดอลลาร์สหรัฐ/MMBTU และ 8.4 ดอลลาร์สหรัฐ/MMBTU จะไม่กระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า
หน่วย ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลราคาไฮโดรเจนและราคาคาร์บอนเครดิตจาก Bloomberg NEF และราคาเฉลี่ย Pool gas จาก EPPO
ค่าไฟฟ้าจะเป็นอย่างไร? หากไทยใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาผลิตไฟฟ้า
ไฮโดรเจนสีเขียวมีความเหมาะสมในการใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนมากกว่าไฮโดรเจนสีฟ้า เนื่องจากจะส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ต่ำกว่าและคาดว่าจะลดลงต่อเนื่อง ทั้งนี้ SCB EIC ประเมินต้นทุนค่าไฟฟ้ากรณีใช้ไฮโดรเจนสีเขียวพบว่าจะส่งผลให้ต้นทุนพลังงานรวมต่ำที่สุดในปี 2030-2037 ตาม PDP 2024 ที่ราว 1.6-1.7% โดยคิดจากฐานราคาไฟฟ้าไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วย
โดยทั่วไป ผู้ใช้ไฟฟ้ามักจะมีความอ่อนไหวต่อราคาค่าไฟฟ้า จากภาระค่าใช้จ่ายในส่วนของค่าไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปตามต้นทุนพลังงานเป็นส่วนใหญ่ทั้งจากค่าเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้าจากแหล่งต่าง ๆ ซึ่งหากนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาทดแทนก๊าซธรรมชาติ จะทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติสูงขึ้นโดยจะแตกต่างกันไปตามสัดส่วนการผสมและราคาของไฮโดรเจน โดยหากใช้ไฮโดรเจนสีเขียวผสมในก๊าซธรรมชาติในกรณีฐานที่ตลาดคาร์บอนฯเป็นแบบสมัครใจ (Voluntary case) จะส่งผลต่อค่าเชื้อเพลิงในการคิดค่าไฟฟ้าสูงสุดที่ราว 5.4% ในกรณีที่ผสมในสัดส่วน 20% (ราคาไฮโดรเจนสีเขียวอยู่ที่ราว 20 MMBTU หรือ2.3 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม) และหากเทียบกับกรณีที่ใช้ไฮโดรเจนสีฟ้าผสมในก๊าซธรรมชาติ จะส่งผลต่อค่าเชื้อเพลิงสำหรับคิดค่าไฟฟ้าสูงสุดราว 30.6%จากการผสมในสัดส่วน 75% ที่ราคาไฮโดรเจนสีฟ้าราว 26.1 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU ดังแสดงรายละเอียดในตารางที่ 1
ตารางที่ 1 : ผลกระทบต่อต้นทุนพลังงานในการคิดค่าไฟฟ้าจากการผสมไฮโดรเจนในสัดส่วน 5%-75% (2030-2050)
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลราคาไฮโดรเจนและราคาคาร์บอนเครดิตจาก Bloomberg NEF และข้อมูลต้นทุนการคิดค่าไฟฟ้าจาก ERC
จากการประเมิน พบว่า หากต้องการนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาผสมเป็นเชื้อเพลิงในก๊าซธรรมชาติและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด ตามเป้าหมายการใช้ไฮโดรเจนในโรงไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2030 การเลือกใช้ไฮโดรเจนสีเขียวจะมีผลกระทบน้อยที่สุดในทุก ๆ สัดส่วนการผสมเมื่อเทียบกับไฮโดรเจนสีฟ้า อย่างไรก็ตาม หากราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำทั้งสีเขียวและสีฟ้าลดลงมาเหลือราว 8 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU ซึ่งใกล้เคียงกับราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool gas) ที่อ้างอิงในการประเมิน จะทำให้ไม่กระทบต่อราคาค่าไฟฟ้า
SCB EIC ประเมิน การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำทั้งจากแผน PDP ฉบับใหม่ (2024) ที่จะผสมไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในสัดส่วน 5% รวมถึงเป้าหมายของ กฟผ. ที่จะผสมไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในสัดส่วน 10%-75% จะเป็นประโยชน์ในการช่วยลดคาร์บอนฯ ให้บรรลุเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050 ได้ จากการผสมไฮโดรเจนสีเขียวที่สัดส่วนมากที่สุด 75% ซึ่งจะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนได้ไม่น้อยกว่า 42% ซึ่งหากผนวกกับการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อย่าง Solar PV , Solar PV + Battery และ Wind ด้วยแล้ว ก็จะยิ่งช่วยให้บรรลุเป้าหมาย Net zero ได้ภายในปี 2065 อย่างไรก็ตาม การผสมไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำยังมีผลกระทบเชิงลบทั้งจากต้นทุนพลังงานที่สูงขึ้นที่จะกระทบต่อผู้ผลิตไฟฟ้า และราคาไฟฟ้าที่สูงขึ้นที่จะกระทบต่อประชาชนและภาคธุรกิจด้วยเช่นกัน ทั้งนี้ปัจจัยสำคัญที่จะต้องพิจารณาเพื่อเป็นแนวทางในการช่วยพัฒนาและต่อยอดให้การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเกิดความคุ้มค่าทางธุรกิจ จะประเมินใน 2 มิติ คือ ระดับของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและการมีกลไกของภาครัฐสนับสนุนในส่วนของตลาดคาร์บอนเครดิต
รูปที่ 12 : ผลกระทบจากราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและตลาดคาร์บอนเครดิตในกรณีต่าง ๆ ที่มีต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและค่าไฟฟ้ากรณีต่าง ๆ
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC
1. ราคาของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ หากราคาถูกลงอยู่ในระดับ 8-9 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU หรือราว 0.9-1 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม จะช่วยทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าไม่กระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิง ซึ่งหากพิจารณาราคาปัจจุบันจนถึงราคาคาดการณ์ที่อยู่ระดับราว 60 MMBTU ในปี 2023-2024 หรือหากราคาลดลงมาที่ 10.9 MMBTU ในปี 2050 ก็ยังสูงกว่าราคาประเมินที่เหมาะสมดังนั้น จึงต้องเร่งส่งเสริมให้ผู้ผลิตสามารถพัฒนาเทคโนโลยี Electrolysisให้มีประสิทธิภาพการผลิตสูงขึ้น หรือราคาอุปกรณ์ที่ถูกลง รวมไปถึงผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าและภาครัฐที่กำกับดูแลด้านพลังงาน พัฒนาโมเดลการผลิตไฟฟ้าสะอาดรูปแบบใหม่ ที่พ่วงแหล่งพลังงานตั้งแต่ต้นน้ำจนถึงปลายน้ำ (Solar/Wind + Energy storage (electric or hydrogen) + Electrolysis) โดยอาศัยโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า ก็คาดว่าจะมีส่วนช่วยให้ราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำลดลงและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำก็จะลดลงด้วย
2. กลไกจากภาครัฐ
1) การเพิ่มความเข้มข้นของนโยบายการใช้คาร์บอนเครดิตและระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เป็นแบบภาคบังคับ(Policy push) จะช่วยทำให้กลไกราคาคาร์บอนฯ ในตลาดสูงขึ้น จะเป็นการสนับสนุนให้โรงไฟฟ้าหันมาใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมากขึ้นจากสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับผ่านการขายคาร์บอนเครดิตและขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อีกทางหนึ่ง
2) การส่งเสริมโมเดลการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถควบรวมแหล่งพลังงานไฟฟ้าได้ตั้งแต่ต้นน้ำผ่านมายังแหล่งผลิตไฟฟ้าผ่านโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า ไม่ว่าจะเป็น TPA และ Wheeling charge หรือ UGT สำหรับการผลิตไฮโดรเจนสีเขียว ที่ทำให้ต้นทุนรวมอยู่ที่ราว 8-9 ดอลลาร์สหรัฐต่อMMBTU ที่หน้าโรงไฟฟ้า เป็นต้น
โดยสรุป การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำตามแผนพลังงานและ PDP ฉบับใหม่ (2024) และเป้าหมาย
ของ กฟผ. โดยเฉพาะหากใช้ไฮโดรเจนสีเขียวในภาคการผลิตไฟฟ้าในสัดส่วน (10%-75%) ภายในปี 2050 จะเป็นประโยชน์ต่อการบรรลุเป้าหมาย Carbon neutrality ในปี 2050 จากการช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ของการผลิตไฟฟ้าได้มากกว่า 42% จากปัจจุบัน แต่ยังคงต้องติดตามประเด็นการเพิ่มขึ้นของต้นทุน
ในฝั่งผู้ผลิตไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของประชาชน ที่ภาครัฐและเอกชนสามารถร่วมกันพัฒนาโมเดลการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่เพื่อแก้ไขปัญหาเรื่องต้นทุนและเพิ่มรายได้ของโรงไฟฟ้าจากสิทธิประโยชน์
จากการลดคาร์บอน ขณะเดียวกันก็ไม่กระทบค่าไฟฟ้าด้วย
บทวิเคราะห์โดย… https://www.scbeic.com/th/detail/product/pdp-2024-280624
ผู้เขียนบทวิเคราะห์
จิรวุฒิ อิ่มรัตน์ (jirawut.imrat@scb.co.th) นักวิเคราะห์อาวุโส
