‘ไฮโดรเจนสีเขียว’ แหล่งพลังงานใหม่ของไทย ที่ลดการปล่อยคาร์บอน 42%

‘พลังงานสะอาด’ กลับมาเป็นที่สนใจอีกครั้ง หลังจากความต้องการของไฟฟ้ามีแนวโน้มเพิ่มขึ้นสูง ส่วนหนึ่งมาจากยุทธศาสตร์ของประเทศในการพัฒนารถไฟฟ้าความเร็วสูง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) รวมถึง กลุ่มธุรกิจใหม่ที่มีแนวโน้มเติบโตในอนาคตอย่าง AI Data Center ซึ่งใช้ไฟฟ้ามากกว่า Data Center ทั่วไปถึง 3 เท่า

นอกจากนี้ การบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ หรือ Net Zero Emission ทำให้ไฟฟ้าพลังงานสะอาดเป็นที่ต้องการอย่างมาก เห็นได้จากการเริ่มตื่นตัวของภาครัฐในการเตรียมไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพื่อดึงดูดอุตสาหกรรมแห่งอนาคตให้เข้ามาลงทุน

ส่วนในฝั่งของประชาชน การใช้รถยนต์ไฟฟ้า (EV) เป็นอีกหนึ่งตัวเลือกที่ได้รับความนิยมเพิ่มขึ้น เนื่องจากสามารถลดการปล่อยมลพิษทางอากาศได้เมื่อเทียบกับการใช้รถยนต์เครื่องยนต์สันดาป แต่ก็ทำให้การใช้ไฟฟ้าที่ทำสถิติทะลุสูงขึ้นทุกปี เนื่องจากปัจจัยภาวะโลกร้อนที่ส่งผลให้มีการใช้ไฟฟ้าโดยรวมมากขึ้น

ทั้งนี้ ความต้องการไฟฟ้าที่มีแนวโน้มสูงขึ้น ทำให้การบรรลุเป้าหมาย Carbon Neutrality และ Net Zero Emission ของไทยเป็นไปได้ยากขึ้น ภาครัฐจึงพิจารณาร่างแผนกำลังการผลิตไฟฟ้า หรือ PDP ฉบับใหม่ปี 2024 ในการนำ ‘ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ’ เป็นอีกหนึ่งตัวเลือกสำหรับพลังงานสะอาดแหล่งใหม่ เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมหรือโคเจนเนอเรชั่น นอกเหนือจากแผงโซล่าเซลล์ แบตเตอรี่โซล่าเซลล์ และกังหันลม ที่เพิ่มขึ้นเป็นส่วนใหญ่

คุณสมบัติหลักของไฮโดรเจน

‘ก๊าซไฮโดรเจน’ ประกอบด้วยไฮโดรเจน 2 อะตอม (H₂) ซึ่งเป็นธาตุที่เบาที่สุดและมีค่าความร้อนสูง เหมาะ ในการเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งก๊าซไฮโดรเจน เป็นก๊าซไม่มีสี ไม่มีกลิ่น ติดไฟง่าย มีความสะอาด โดยการเผาไหม้จะไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนฯ ไม่กระทบทางลบต่อสภาพภูมิอากาศ และได้ผลผลิตเป็นน้ำและพลังงานเท่านั้น ทำให้ไฮโดรเจนจัดเป็นเชื้อเพลิงพลังงานสะอาด

ในปัจจุบัน ไฮโดรเจน เพื่อลดการปล่อยคาร์บอนสำหรับผลิตไฟฟ้ามีอยู่ 3 ประเภทหลัก นั่นก็คือ ‘ไฮโดรเจนสีฟ้า’ ซึ่งเป็นผลผลิตพลอยได้ของซัพพลายเชนในอุตสาหกรรมเคมีและปิโตรเคมี และ ‘ไฮโดรเจนสีเขียว’ ผลิตจากไฟฟ้าพลังงานสะอาด รวมไปถึง ‘ไฮโดรเจนสีเทา’

โดยไฮโดรเจนแต่ละประเภทปล่อยคาร์บอนฯ ในปริมาณที่แตกต่างกัน จากการประเมินของ SCB EIC พบว่า ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ป้อนโรงไฟฟ้าในไทยปล่อย CO₂ อยู่ราว 66.6 Kg/ MMBTU (กิโลกรัมต่อล้านบีทียู) สูงกว่าไฮโดรเจนสีฟ้าที่ปล่อย CO₂ ประมาณ 34.8 Kg/MMBTU และสีเขียว 17.4 Kg/MMBTU ในขณะที่ไฮโดรเจนสีเทาปล่อย CO₂ สูงถึงราว 104.5 Kg/MMBTU หรือสูงกว่าก๊าซธรรมชาติ 1.5 เท่า

มูลค่าของการนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาใช้ในไทย

จากแผน PDP 2024 ทางสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานแห่งชาติ (EPPO) ได้ประกาศเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าสำหรับปี 2030-2037 โดยสัดส่วนของไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลดลงเหลือราว 41% และนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาผสมด้วยราว 5% ส่วนการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) กำหนดเป้าหมายที่สอดรับนโยบาย PDP 2024 โดยกำหนดสัดส่วนการนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาผสมที่ 10-20% ภายในปี 2040 และเพิ่มขึ้นเป็น 25%-75% ภายในปี 2050

SCB EIC ประเมินว่า ตามแผน PDP 2024 จะต้องใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำราว 141-151 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ในระบบท่อส่งก๊าซของปตท. ในช่วงปี 2030-2037 และสำหรับตามเป้าของ กฟผ. จะใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำสูงสุดราว 2,118 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ภายในปี 2050

ในขณะที่ความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2030-2037 จะลดลงเหลืออยู่ราว 2,683-2,866 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และหากพิจารณาในระยะยาวจนถึงปี 2040-2050 ความต้องการจะลดลง เหลือราว 706-2,541 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

ส่วนมูลค่าตลาดไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเฉพาะ SCB EIC ประเมินว่า สำหรับปี 2030-2037 จะอยู่ที่ราว 10,946-12,162 ล้านบาทต่อปี และในปี 2040 เพิ่มขึ้นเป็น 20,141-40,283 ล้านบาทต่อปี ในขณะที่ปี 2050 จะทำให้มีมูลค่ารวมราว 27,366-82,100 ล้านบาทต่อปี เนื่องจากสัดส่วนการใช้ไฮโดรเจนในการผสมก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนเพิ่มขึ้น

ความคุ้มค่าและความเป็นไปได้

หากพิจารณาจากความคุ้มค่าที่จะเลือกใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนฯ ต่ำมาทดแทนก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้า ทาง SCB EIC มองว่า การประเมินจะต้องพิจารณา 2 ประเด็น ดังนี้:

1. ปริมาณการปล่อยคาร์บอนฯ ต่อ MMBTU เทียบกับค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้น
2. ราคาต่อพลังงาน (ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU) ที่ต่ำที่สุด

สำหรับการผสมไฮโดรเจนสีเขียวตามแผน PDP 2024 จะช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ได้ราว 3 ล้านตันต่อปี และการผสมไฮโดรเจนสีเขียวด้วยสัดส่วน 75% ตามแผนปี 2050 จะลดการปล่อยคาร์บอนฯ ได้มากถึง 38 ล้านตันเลยทีเดียว ในขณะที่การผสมไฮโดรเจนสีฟ้าตามแผน PDP 2024 ช่วยลดการปล่อยคาร์บอนฯ ได้ราว 2 ล้านตันต่อปี และการผสมไฮโดรเจนสีฟ้าด้วยสัดส่วน 75% ตามแผนปี 2050 จะลดการปล่อยคาร์บอนฯ 25 ล้านตัน

ส่วนราคาต่อพลังงาน จากการอ้างอิง Bloomberg NEF พบว่า ในปี 2030 ไฮโดรเจนสีเขียวมีราคาที่ราว 22.6 MMBTU หรือ 2.6 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัม และทยอยลดลงมาอยู่ที่ 10.9 MMBTU หรือราว 1.25 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัมภายในปี 2050 แต่สำหรับไฮโดรเจนสีฟ้า แม้ว่าในปี 2023 จะมีราคาต่ำกว่าไฮโดรเจนสีเขียว แต่ในปี 2030-2050 คาดว่าราคาจะไม่ลดลงมากแล้ว เนื่องจากต้นทุนที่ตึงตัว

ดังนั้น จะสรุปได้ว่า การใช้ ‘ไฮโดรเจนสีเขียว’ จึงเป็นทางเลือกที่เหมาะสมกว่า เนื่องจากสามารถลดการปล่อยคาร์บอนฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าที่ใช้พลังงานจากฟอสซิลเหลือราว 51 ล้านตันคาร์บอนฯ หรือลดลงประมาณ 42% เมื่อเทียบกับปี 2023 ที่ปล่อยคาร์บอนฯ รวม 89.6 ล้านตัน 

นอกจากนี้ ยังรวมถึงราคาที่ถูกกว่า จากต้นทุนการผลิตที่ลดลง ทั้งจากเทคโนโลยี Electrolysis ที่คาดว่าจะถูกลงและทรงตัวได้ในระดับต่ำ และค่าไฟฟ้าจากแผงโซล่าเซลล์ หรือกังหันลมที่เป็นไฟฟ้าในการนำมาใช้ผลิตไฮโดรเจนสีเขียวที่มีแนวโน้มลดลงเช่นกัน

ในขณะที่ ‘ไฮโดรเจนสีฟ้า’ จะมีราคาเพิ่มขึ้น เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติที่เป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตไฮโดรเจนไม่ได้ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ และการผลิตที่ยังต้องอาศัยขั้นตอนที่ซับซ้อนและเกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและเคมีภัณฑ์อยู่ด้วย รวมถึงเทคโนโลยีการผลิตที่พ่วงการดักจับคาร์บอนที่คาดว่าจะเข้าสู่ต้นทุนที่คงที่แล้วในช่วงปี 2040-2050 ทำให้ราคาของไฮโดรเจนสีฟ้ายังทรงตัวอยู่ในระดับที่สูงกว่าไฮโดรเจนสีเขียว

ความคุ้มค่าเชิงเศรษฐกิจ และประโยชน์ที่ได้

สำหรับการประเมินความคุ้มค่าเชิงเศรษฐกิจ และในเชิงประโยชน์ที่ได้จากการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและต้นทุนในการผลิตซึ่งพิจารณาจากราคาต่อพลังงาน ต้องพิจารณาใน 2 กรณี ดังนี้:

1. กรณีตลาดคาร์บอนเครดิตภาคสมัครใจที่ไม่มีกลไกของรัฐมาสนับสนุน (Voluntary Case)
2. กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายสนับสนุนผ่านตลาดการซื้อ-ขายคาร์บอนเครดิต และระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคบังคับ (Emission trading scheme, ETS) (Policy Push Case)

กรณีที่ 1: โรงไฟฟ้าจะมีค่าใช้จ่ายรวมเพิ่มขึ้น โดยในปี 2030-2037 ค่าใช้จ่ายรวมจากการใช้ไฮโดรเจนสีเขียวอยู่ที่ราว 9% และไฮโดรเจนสีฟ้าราว 11% ส่วนในปี 2037-2050 การใช้ไฮโดรเจนสีเขียวจะมีต้นทุนเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นระหว่าง 7-28% ในขณะที่ไฮโดรเจนสีฟ้าอยู่ที่ 22-166% เลยทีเดียว เนื่องจากรายได้จากคาร์บอนเครดิตยังไม่มากพอที่จะชดเชยค่าใช้จ่ายจากการใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ ตามสัดส่วนของไฮโดรเจนที่ใส่เข้าไป

SCB EIC ได้ประเมินราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำที่เหมาะสม ไม่กระทบต่อต้นทุนของผู้ผลิตไฟฟ้า พบว่า ราคาไฮโดรเจนสีเขียวควรต่ำกว่า 8.6 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU หรือราว 1 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัม ส่วนราคาไฮโดรเจนสีฟ้าควรต่ำกว่า 8.4 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU หรือราว 0.9 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัม

เมื่อพูดถึงค่าไฟฟ้า จากฐานราคาไฟฟ้าไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วย ไฮโดรเจนสีเขียวผสมในก๊าซธรรมชาติ จะส่งผลต่อค่าเชื้อเพลิงในการคิดค่าไฟฟ้าสูงสุดที่ราว 5.4% และหากใช้ไฮโดรเจนสีฟ้าผสมในก๊าซธรรมชาติ จะส่งผลต่อค่าเชื้อเพลิงสำหรับคิดค่าไฟฟ้าสูงสุดราว 30.6%

กรณีที่ 2 : หากภาครัฐเข้ามาเกี่ยวข้อง ราคาคาร์บอนเครดิตในตลาดจะสูงขึ้นมากกว่า 2-10 เท่าตัวเทียบจากกรณีแรก ซึ่งจะทำให้การนำไฮโดรเจนสีเขียวมาผสมสามารถลดค่าใช้จ่ายในส่วนของเชื้อเพลิงโดยรวมได้ 28-83% และไฮโดรเจนสีฟ้าลดลงเหลือเพียง 33-99% เนื่องจากคาร์บอนเครดิตที่ได้ จะมีมูลค่าสูงจนสามารถครอบคลุมต้นทุนไฮโดรเจนที่นำเข้ามาใช้ได้

ทั้งนี้ ราคาไฮโดรเจนจะแตกต่างกันไป ขึ้นกับราคาของคาร์บอนเครดิตในตลาด โดย SCB EIC ประเมินว่า ราคาไฮโดรเจนสีเขียวจะอยู่ในช่วง 8.9-19.7 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU หรือราว 1.03-2.27 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัม และไฮโดรเจนสีฟ้า 8.6-15.5 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU หรือราว 1.0-1.8 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัม

ข้อกังวล-บทสรุป

ดังนั้น การใช้ ‘ไฮโดรเจนสีเขียว’ กับก๊าซธรรมชาติด้วยสัดส่วน 75% ในปี 2050 สามารถลดการปล่อยคาร์บอนได้ไม่น้อยกว่า 42% จากการคาดการณ์โดย SCB EIC และยังกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด จากต้นทุนพลังงานรวมต่ำที่สุดในปี 2030-2037 ที่ราว 1.6-1.7% ซึ่งหากผนวกกับการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยแล้ว ก็จะยิ่งช่วยให้บรรลุเป้าหมาย Net Zero Emission ภายในปี 2065 ได้

อย่างไรก็ตาม ต้นทุนพลังงานที่สูงขึ้น ส่งผลให้ราคาไฟฟ้าสูงขึ้นตาม ซึ่งจะกระทบทั้งผู้ผลิตไฟฟ้า ประชาชน และภาคธุรกิจ และหากราคาของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำลดลงเหลือเพียง 8-9 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU หรือประมาณ 0.9-1.0 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อกิโลกรัม จะช่วยทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าไม่กระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิง โดยตอนนี้ที่อยู่ระดับราว 60 MMBTU

นอกจากนี้ การนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาทดแทนก๊าซธรรมชาติ จะทำให้มูลค่าของไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำในประเทศไทยสูงขึ้นจากที่ประเมินไปเบื้องต้นอีกราว 20-25% ซึ่งหากไทยสามารถผลิตไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำเองได้ในประเทศ ก็จะช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศที่มีการผันผวนของราคาตามตลาดโลกได้

จากกรณีศึกษาการนำไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมาผสมกับก๊าซธรรมชาติของบริษัทผลิตไฟฟ้าในต่างประเทศ พบว่า การใช้ไฮโดรเจนผสมเป็นเชื้อเพลิงจะทำให้ลดต้นทุนพลังงานได้ในระยะยาว แต่ต้องมีการลงทุนในอุปกรณ์เพื่อติดตั้งเพิ่มเติม ไปจนถึงการตรวจสอบและการทดสอบการทำงานก่อน โดยจะต้องมีแผนการหยุดผลิตไฟฟ้าชั่วคราวด้วย ซึ่งเป็นเรื่องที่ท้าทายสำหรับการวางแผนการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า และหน่วยงานที่กำกับดูแลต่อไป

หากผู้ผลิตสามารถพัฒนาเทคโนโลยี ‘Electrolysis’ ให้มีประสิทธิภาพสูงขึ้น หรือราคาอุปกรณ์ที่ถูกลง รวมถึง ผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าและภาครัฐที่กำกับดูแลด้านพลังงาน พัฒนาโมเดลการผลิตไฟฟ้าสะอาดรูปแบบใหม่ ที่พ่วงแหล่งพลังงานตั้งแต่ต้นน้ำจนถึงปลายน้ำ โดยอาศัยโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า คาดว่าจะมีส่วนช่วยให้ราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำลดลงและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำก็จะลดลงด้วย

ไม่เพียงเท่านี้ การเพิ่มความเข้มข้นของนโยบายการใช้คาร์บอนเครดิตและระบบซื้อ-ขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เป็นแบบภาคบังคับ จะช่วยทำให้กลไกราคาคาร์บอนฯ ในตลาดสูงขึ้น ทำให้โรงไฟฟ้าหันมาใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำมากขึ้น หรือการส่งเสริมโมเดลการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่ผู้ผลิตสามารถควบรวมแหล่งพลังงานไฟฟ้าได้ตั้งแต่ต้นน้ำผ่านมายังแหล่งผลิตไฟฟ้าผ่านโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านั่นเอง

ดังนั้น หากราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำสูงมากจนกระทบต้นทุนการผลิต และตลาดคาร์บอนยังเป็นกรณีสมัครใจซื้อขาย การใช้ไฮโดรเจนจะยังกระทบต่อค่าใช้จ่ายรวมของผู้ผลิตไฟฟ้าให้ต้องสูงขึ้น ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้ามักมีความอ่อนไหวต่อราคาค่าไฟฟ้า จากค่าไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนตามต้นทุนพลังงานเป็นส่วนใหญ่ ทำให้ราคาไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ ต้องลดลงมาเหลือราว 8 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU หรือใกล้เคียงกับราคาก๊าซธรรมชาติ จะทำให้ไม่กระทบต่อราคาค่าไฟฟ้า

สรุปแล้ว การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ จะทำให้การบรรลุเป้าหมาย Carbon Neutrality สำเร็จได้ง่ายขึ้น จากการลดการปล่อยคาร์บอนฯ กว่า 42% ภายในปี 2050 แต่ยังคงต้องติดตามประเด็นการเพิ่มขึ้นของต้นทุน ซึ่งภาครัฐและเอกชนสามารถร่วมพัฒนาโมเดลการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ เพื่อแก้ปัญหาต้นทุนที่สูง และเพิ่มรายได้ของโรงไฟฟ้าจากสิทธิประโยชน์จากการลดคาร์บอน ขณะเดียวกัน ไม่กระทบค่าไฟฟ้าเช่นกัน

ที่มา SCB EIC: เจาะลึกไฟฟ้าจากไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำ แหล่งพลังงานใหม่ของแผนพลังงานปี 2024