“รมว.พลังงาน” หนุน ร่างแผน PDP 2026 “สะอาด–มั่นคง–เป็นธรรม” ดันเปิดเสรีไฟฟ้า Direct PPA ให้ประชาชนผลิตไฟเอง สนพ. ชี้ PDP 2026 ช่วง 12 ปี ยังพึ่งพาก๊าซฯ ปูทางสู่ทางเลือกเทคโนโลยีใหม่ RE–CCS หนุนมั่นคงไฟฟ้าระยะยาว ด้าน กฟผ. พร้อมปรับบทบาทสู่ Ecosystem Connector ขับเคลื่อนพลังงานสะอาด
เวทีงานสัมมนา THE BIG ISSUE PDP 2026 ENERGY GREEN POWER “พลิกโฉมพลังงานไทย สู่ฐานการผลิตสีเขียว” เวทีที่จะนำผู้กำหนดนโยบาย ผู้นำองค์กรพลังงาน ผู้บริหารภาคธุรกิจ นักลงทุน และผู้เชี่ยวชาญ มาร่วมเจาะลึกคำถามสำคัญว่า PDP 2026 จะกำหนดทิศทางพลังงาน เศรษฐกิจ และการลงทุนของประเทศไทยในทศวรรษหน้าอย่างไร? จัดขึ้นโดยฐานเศรษฐกิจ ร่วมกับ Posttoday ณ โรงแรมเรเนซองส์ กรุงเทพ ราชประสงค์ วันที่ 9 ก.ย.2569
นายเอกนัฎ พร้อมพันธุ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กล่าวเปิดสัมมนาในหัวข้อ PDP 2026 ENERGY GREEN POWER “ยุทธศาสตร์พลังงานไทย” โดยระบุว่า ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับใหม่ (PDP2026) เป็นแผนระยะยาว 25 ปี (พ.ศ. 2569-2593) เป็นวาระพลังงานที่สำคัญของประเทศในขณะนี้ รอมาเกือบ 8 ปี กว่าแผนจะออกมา ซึ่งระยะเวลาที่ผ่านมา โลกมีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมาก ขณะที่สงครามสหรัฐฯ และอิหร่าน ยังคงสร้างความร้อนแรงต่อสถานการณ์พลังงานโลก โจทย์เรื่องพลังงาน จึงมีความสำคัญต่อการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศ เปลี่ยนเหมือนเป็นลมหายใจ และเป็นอุตสาหกรรมหล่อเลี้ยงเศรษฐกิจยุคใหม่ วันนี้การเปลี่ยนผ่านทางพลังงานเป็นเรื่องสำคัญ แผน PDP รอบนี้ จึงถูกร่างมาเพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางพลังงาน ระยะยาว 25 ปี ครอบคลุมถึงปี 2050
“แผน PDP 2026 ตอบโจทย์ใน 3 เรื่องนี้ 1.สะอาดที่สุด 2. มั่นคงที่สุด 3.เป็นธรรมที่สุดในประวัติศาสตร์ที่เคยมีการผลิตไฟฟ้ามา เพราะการผลิตไฟฟ้าจะไม่จำกัดไว้ที่กลุ่มทุนเท่านั้น อดีตประชาชนวิ่งตามไม่ทัน แต่ต่อไปจะเปิดให้แข่งขันผลิตไฟฟ้าเสรี ที่จะมีการแข่งขันกันเต็มที่”
ร่างแผน PDP 2026 ในด้านความสะอาด กำหนดทยอยปลดระวางโรงไฟฟ้าถ่านหิน และปรับไปใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีการปล่อยคาร์บอนต่ำกว่า พร้อมเร่งเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน ทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ลม และชีวมวล จากปัจจุบันที่พลังงานหมุนเวียนที่ผลิตได้จริงยังต่ำกว่า 20% ช่วง 10 ปีแรก ระหว่างปี 2569–2578 ตั้งเป้าเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนขึ้นมาอยู่ที่ประมาณ 50%
โดยเปิดให้ประชาชนร่วมพิจารณาทางเลือก 4 รูปแบบ ขณะที่ช่วง 15 ปีถัดไป ระหว่างปี 2579–2593 จะเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเป็นอย่างน้อย 65% และเปิดฉากทัศน์ที่สามารถเพิ่มขึ้นได้ถึง 89–90% ควบคู่กับการนำเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน หรือ Carbon Capture มาใช้การเพิ่มไฟฟ้าสะอาดยังมีความสำคัญต่อภาคส่งออกของไทย เพราะภาคอุตสาหกรรมต้องเตรียมรับมาตรการด้านคาร์บอนของตลาดโลก โดยเฉพาะมาตรการปรับคาร์บอนก่อนเข้าพรมแดน หรือ CBAM ซึ่งจะกลายเป็นปัจจัยสำคัญต่อขีดความสามารถในการแข่งขันของสินค้าไทย
ด้านความมั่นคง ปัจจุบันประเทศไทยยังพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันดิบมากกว่า 90% และใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าประมาณ 60% โดยโครงสร้างก๊าซในระบบปัจจุบันมาจากอ่าวไทยและแหล่งบนบกประมาณ 60% นำเข้าจากเมียนมา 10% และ LNG ประมาณ 30% จุดเสี่ยงสำคัญคือการนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot LNG) ซึ่งมีความผันผวนสูง โดยในช่วงวิกฤตความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ราคา JKM เพิ่มจากประมาณ 10–11 ดอลลาร์ฯต่อล้านบีทียู เป็น 25 ดอลลาร์ฯ ส่งผลให้ต้นทุนเนื้อไฟฟ้าพุ่งขึ้นมากกว่า 6 บาทต่อหน่วย
แผนPDP 2026 จึงมุ่งลดความเสี่ยงจากการพึ่งพา Spot LNG ด้วยการประเมินศักยภาพก๊าซจากอ่าวไทยและแหล่งบนบกประมาณ 2,000–2,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน รวมทั้งการเจรจานำเข้าก๊าซจากเมียนมาในแปลง A6 เพิ่มเป็น 700–800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้มีก๊าซในระบบราว 3,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปริมาณดังกล่าวเมื่อคำนวณตามอัตรา Heat Rate 1:7 จะรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 21,000–24,000 เมกะวัตต์ ขณะที่ในช่วง 10 ปีแรกของแผนจะมีการปลดระวางโรงไฟฟ้าก๊าซเก่าประมาณ 16,000–17,000 เมกะวัตต์ และสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทดแทนราว 9,000 เมกะวัตต์ ทำให้กำลังผลิตจากก๊าซลดลงสุทธิ และลดความจำเป็นในการพึ่งพา LNG ตลาดจร
อีกหนึ่งกลไกสำคัญคือการผลักดันพลังงานชีวมวล ซึ่งสามารถผลิตไฟฟ้าได้ต่อเนื่อง 24 ชั่วโมง และมีต้นทุนที่แข่งขันได้ โดยเฉพาะเมื่อเทียบกับ Spot LNG ในช่วงที่ตลาดพลังงานโลกผันผวน รัฐบาลมองว่าการส่งเสริมชีวมวลจะช่วยเปลี่ยนเม็ดเงินที่เคยไหลออกไปกับการนำเข้าพลังงาน มาเป็นการสร้างรายได้ให้กับเกษตรกรไทย ผ่านการนำวัสดุเหลือใช้และซากพืชผลทางการเกษตรมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า แทนการเผาในพื้นที่เกษตร ซึ่งจะช่วยลดปัญหาฝุ่น PM2.5 และลดภาระค่าใช้จ่ายด้านสาธารณสุขในระยะยาว
ส่วนด้านความเป็นธรรม รัฐบาลเปิดกว้างให้เกิดการแข่งขันระหว่างเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า โดยไม่ล็อกสเปก ทั้งก๊าซ พลังงานหมุนเวียน พลังงานน้ำ ตลอดจนเทคโนโลยีใหม่ เช่น SMR, Solid Oxide Fuel Cell, ไฮโดรเจน และพลังงานความร้อนใต้พิภพ ขณะเดียวกัน เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคมที่ผ่านมา คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กพช.) มีมติปลดล็อกการซื้อขายไฟฟ้าสะอาดเสรี (Direct PPA) โดยยกเลิกข้อจำกัดโควตา 2,000 เมกะวัตต์ เปิดโอกาสให้ภาคอุตสาหกรรมสามารถซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงได้มากขึ้น
สำหรับกลุ่ม Data Center และ AI ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมที่ใช้ไฟฟ้าปริมาณสูง จะถูกจัดเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 9 และต้องรับผิดชอบภาระต้นทุนส่วนเพิ่มจากการนำเข้า LNG เอง เพื่อไม่ให้ต้นทุนดังกล่าวถูกผลักภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าภาคประชาชน
ทั้งนี้ ร่างแผน PDP 2026 นอกจากปลดล็อกเรื่องการผลิตไฟฟ้าเสรีแล้ว ยังเปิดกว้างแนวคิด “โรงไฟฟ้าของประชาชน” โดยในเป้าหมายพลังงานแสงอาทิตย์ 24,000 เมกะวัตต์ในช่วง 10 ปีแรก รัฐบาลเตรียมจัดสรรถึง 10,000 เมกะวัตต์ให้กับหลังคาบ้านเรือนประชาชนโดยเฉพาะ ตลอดจนรัฐบาลพร้อมพิจารณาจัดหางบประมาณหรือแหล่งเงินกู้เพื่อสนับสนุนการติดตั้งโซลาร์บนหลังคาบ้าน และให้การไฟฟ้ารับซื้อไฟฟ้าคืนในราคาที่เป็นธรรมในลักษณะเดียวกับโครงการโซลาร์ฟาร์มของภาคเอกชน เปิดทางให้ประชาชนเปลี่ยนจากเพียง “ผู้ใช้ไฟ” มาเป็น “ผู้ผลิตไฟฟ้า” หรือ Prosumer
อีกส่วนที่ต้องเดินควบคู่กันคือการปรับโครงสร้างระบบส่งไฟฟ้า โดยยกระดับ Smart Grid ระบบ Forecasting ระบบควบคุมเสถียรภาพ และ Energy Storage เพื่อให้ระบบไฟฟ้าสามารถรองรับพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน รวมถึงรองรับรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าที่เปิดกว้างมากขึ้นในอนาคต
“แผน PDP 2026 รอบนี้คือแผนที่เป็น ‘ลมหายใจ’ ของคนไทยทุกคน เพราะเกี่ยวข้องกับค่าครองชีพและอนาคตเศรษฐกิจของประเทศโดยตรง ตอนนี้กระทรวงพลังงานเปิดรับฟังความคิดเห็น ในโค้งสุดท้ายอีก 1 สัปดาห์ ผมจึงขอเชิญชวนพี่น้องประชาชน ผู้ประกอบการ และทุกภาคส่วน เข้ามาเป็นหุ้นส่วนสำคัญ ช่วยกันคิดและสะท้อนความเห็น เพื่อปรับจุดที่ไม่ตอบโจทย์ และทำให้แผนฉบับนี้สะอาดที่สุด มั่นคงที่สุด และเป็นธรรมที่สุดสำหรับทุกคนอย่างแท้จริง” นายเอกนัฏ กล่าว
นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กล่าวในหัวข้อ Opening Keynote : ทิศทางนโยบายพลังงานไทย และแผน PDP 2026 โดยระบุว่า แผนPDP ช่วง 12 ปีแรก ยังคงใช้ก๊าซฯเป็นเชื้อเพลิงหลัก เพื่อรักษาความมั่นคงและความยืดหยุ่นของระบบ ก่อนจะเข้าสู่ทางแยก หรือ Crossroad หลังปี 2580 เป็นต้นไป ซึ่งประเทศจะต้องตัดสินใจเลือกทิศทางเทคโนโลยีพลังงานสำหรับระยะยาวว่าจะมุ่งไปสู่การใช้พลังงานหมุนเวียน หรือ RE ในระดับสูงมาก การใช้ก๊าซธรรมชาติร่วมกับเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน หรือ CCS หรือเลือกแนวทางผสมผสาน
โดยการจัดทำร่างแผน PDP 2026 ยกร่างขึ้นท่ามกลางแรงกดดันและปัจจัยแวดล้อมทั้งในและต่างประเทศ 5 ด้านหลัก ได้แก่ ความต้องการพลังงานสะอาด (Green Demand) มาตรการทางการค้าโลก เช่น CBAM และกติการะหว่างประเทศที่กดดันภาคการส่งออกและภาคธุรกิจให้ต้องใช้พลังงานหมุนเวียน ,การเติบโตของเทคโนโลยี AI และ Data Center การขยายตัวของการลงทุนในกลุ่มดิจิทัลและศูนย์ข้อมูลขนาดใหญ่ในไทย ซึ่งต้องการพลังงานไฟฟ้าในปริมาณมากและต้องเป็นไฟฟ้าสะอาด,พฤติกรรมผู้บริโภคเปลี่ยนสู่ Prosumer ประชาชนและภาคเอกชนหันมาผลิตไฟฟ้าใช้เอง (เช่น การติดตั้ง Solar Rooftop) แต่ยังคงต้องการระบบไฟฟ้าหลักจากภาครัฐเป็นระบบสำรอง (Backup),การกระตุ้นการใชียานยนต์ไฟฟ้า (EV) นโยบายส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของรัฐบาลผ่านบอร์ด EV ชาติ ซึ่งสร้างปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าในรูปแบบใหม่ และกฎหมายและมาตรการภาษีคาร์บอน (Carbon Tax) ร่าง พ.ร.บ. การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ และการจัดเก็บภาษีคาร์บอนที่จะมีผลกระทบต่อต้นทุนการดำเนินธุรกิจในอนาคต
และโจทย์ใหญ่ของ PDP 2026 คือการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยในปี 2569 ประเทศไทยมีการปล่อย CO2 อยู่ที่ 120 ล้านตัน และเดิมมีการกำหนดกรอบให้ลดลงเหลือ 66 ล้านตัน แต่กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมได้กำหนดเป้าหมายที่เข้มข้นขึ้น โดยให้ภาคไฟฟ้าลดการปล่อย CO2 เหลือประมาณ 19 ล้านตัน หรือลดลง 70% จากปี 2569 เพื่อสนับสนุนเป้าหมาย Net Zero ของประเทศ
สนพ. ได้ประเมินทางเลือกเชิงเทคโนโลยีไว้ 4 ฉากทัศน์ เพื่อบรรลุเป้าหมายปล่อย CO2 เหลือ 19 ล้านตัน ประกอบด้วย
Case 1 (Base Case) ปรับลดตามกรอบเดิม ปล่อย CO_2 อยู่ที่ 66 ล้านตัน (ยังไม่บรรลุเป้า Net Zero)
Case 2 (CCS Focus) เน้นใช้เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) ร่วมกับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ เพื่อรักษาโครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่
Case 3 (RE 100% / Maximum RE) เร่งสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูงสุดถึง 89% และลดฟอสซิลเหลือ 11% แต่ต้องแลกด้วยต้นทุนการลงทุนระบบส่ง และแบตเตอรี่สำรองที่สูงถึง 7 แสนล้านบาท
Case 4 (Hybrid / Balanced Case) ทางสายกลางที่ผสมผสานระหว่างพลังงานหมุนเวียน 79% และการใช้ก๊าซธรรมชาติร่วมกับเทคโนโลยี CCS อีก 21%
โดย Case 1 และ Case 2 มีต้นทุน Integration ประมาณ 3.6 แสนล้านบาท ขณะที่ Case 4 อยู่ที่ประมาณ 5 แสนล้านบาท และ Case 3 ซึ่งมีพลังงานสะอาดสูงสุด มีต้นทุนสูงถึงประมาณ 7 แสนล้านบาท
ด้านค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผน PDP 2026 อยู่ที่ประมาณ 3.88 บาทต่อหน่วย และปลายแผนสูงสุดไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วย โดยตัวเลขดังกล่าวยังไม่รวมภาระ Carbon Tax ขณะที่กำลังการผลิตติดตั้งจะเพิ่มขึ้นเป็นหลักแสนเมกะวัตต์ จากเดิม 77,000 เมกะวัตต์ใน PDP 2018 เนื่องจากพลังงานสะอาดมี Capacity Factor ต่ำ
ขณะที่ Peak Demand ของประเทศมีแนวโน้มเพิ่มจากประมาณ 53,000 เมกะวัตต์ เป็น 80,000 เมกะวัตต์ ตามสมมติฐานเศรษฐกิจที่ GDP เติบโตเฉลี่ย 2.49%
อย่างไรก็ตาม หาก PDP 2026 มีผลบังคับใช้แล้ว ภาครัฐจะผลักดันการเปิด Market Access ผ่าน Direct PPA และ Third Party Access หรือ TPA เพื่อเปิดทางให้ Data Center และอุตสาหกรรมที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสะอาดสามารถเข้าถึงไฟจากโซลาร์ ลม ชีวมวล และแบตเตอรี่ได้มากขึ้น พร้อมนำ VPP และ Demand Response เข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของระบบ โดยตั้งเป้าหมายรวมประมาณ 14,000 เมกะวัตต์
ด้านความมั่นคงระบบจะเปลี่ยนมาใช้เกณฑ์ LOLE โดยกำหนดให้ไฟฟ้าดับได้ไม่เกิน 1 วันต่อปี ขณะที่เทคโนโลยีใหม่จะถูกนำเข้ามาเป็นทางเลือกในอนาคต ทั้ง SMR, CCS และ Hydrogen
สำหรับ SMR จะเริ่มจากโรงแรกขนาด 300 เมกะวัตต์ภายใน 10 ปี โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการ ก่อนขยายเป้าหมายระยะยาวเป็น 8,700-9,000 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตาม หากภาคเอกชนสามารถนำ SMR มาใช้เองได้ ภาครัฐก็สามารถปรับลดตัวเลขออกจากแผนได้
นอกจากนี้ แผน PDP 2026 ไม่ได้กำหนดให้มีการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพียงอย่างเดียว แต่ยังมีแนวทางพิจารณาขยายอายุโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าโคเจนเนอเรชั่นที่กำลังจะหมดอายุ หากโรงไฟฟ้าก๊าซแห่งใหม่ไม่สามารถก่อสร้างได้ทันในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบ
ในระยะต่อไป โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ส่วนใหญ่จะเป็นการสร้างทดแทนโดย กฟผ. และอาจมีโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ขณะที่โรงไฟฟ้าใหม่ส่วนใหญ่จะเป็นพลังงานสะอาดขนาดเล็กที่กระจายตัวตามภูมิภาคต่างๆ ซึ่งจะทำให้โครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าของไทยเปลี่ยนโฉม
ทั้งนี้ ร่าง PDP 2026 จะเปิดรับฟังความคิดเห็นต่ออีกประมาณ 1 สัปดาห์ ก่อนนำข้อเสนอแนะไปประกอบการเลือกฉากทัศน์และจัดทำรายละเอียดของแผนต่อไป คาดว่าจะประกาศใช้แผน PDP 2026 ภายในปีนี้
นายนรินทร์ เผ่าวณิช ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กล่าวในหัวข้อ Special Keynote : ยุทธศาสตร์ กฟผ. ภายใต้แผน PDP 2026 โดยระบุว่า กฟผ. ได้วางยุทธศาสตร์เพื่อยกระดับขีดความสามารถของระบบพลังงานไทยให้สอดรับกับนโยบายภาครัฐ ภายใต้เป้าหมายดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ไม่เกิน 1 วันต่อปี พร้อมเปิดระบบ Third Party Access (TPA) การทำ Direct PPA เชื่อมผู้ผลิตกับผู้ใช้ไฟโดยตรง และเตรียมรองรับกลไก Carbon Pricing ที่คาดว่าจะเริ่มมีบทบาทชัดเจนตั้งแต่ปี 2030 ในราคาประมาณ 35 ดอลลาร์ฯ ต่อตัน
กฟผ. พร้อมทำหน้าที่เป็นผู้ให้บริการโครงสร้างพื้นฐานทางโรงไฟฟ้าแก่เอกชนและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกราย ผ่าน 3 ยุทธศาสตร์หลัก ได้แก่ Green Innovation for Sustainability, Grid Modernization และ Transition Future Energy Solution
โดยกฟผ. ได้เร่งขับเคลื่อนนวัตกรรมพลังงานสีเขียวอย่างเป็นรูปธรรม ได้แก่ โซลาร์เซลล์ลอยน้ำไฮบริด (Hydro-floating Solar) ที่เขื่อนสิรินธร (45 เมกะวัตต์) และเขื่อนอุบลรัตน์ (24 เมกะวัตต์) และเตรียมขยายไปยังพื้นที่ผิวน้ำที่มีศักยภาพ เพื่อลดการใช้พื้นที่บนบกและใช้ประโยชน์จากระบบส่งเดิมให้คุ้มค่า ,พลังงานลมและแสงอาทิตย์บนบก ได้ขยายการพัฒนาในพื้นที่ศักยภาพ ทั้งในภาคเหนือ ภาคใต้ และภาคใต้ตอนล่าง ,โรงไฟฟ้าท้ายเขื่อนชลประทาน โดยมีการผลิตไฟฟ้าจากน้ำที่กรมชลประทานปล่อยเพื่อการเกษตรและระบบนิเวศ ซึ่งดำเนินการสะสมแล้วกว่า 101.65 เมกะวัตต์, โรงไฟฟ้าโมดูลาร์ขนาดเล็ก (SMR) ที่เป็นนวัตกรรมพลังงานนิวเคลียร์แบบบล็อกตัวต่อ Lego ผลิตจากโรงงานเพื่อควบคุมคุณภาพ ก่อสร้างเร็ว รัศมีรังสีน้อย ยืดหยุ่นในการเพิ่มกำลังผลิตตามความต้องการ และจัดการส่งคืนเชื้อเพลิงหลังใช้งานได้ง่าย
ตลอดจน ระบบกักเก็บพลังงาน BESS & พลังงานน้ำสูบกลับ ก็มีการติดตั้ง BESS นำร่องที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงบำเหน็จณรงค์ (16 เมกะวัตต์) และชัยบาดาล (21 เมกะวัตต์) เป็น Stabilizers ควบคู่การพัฒนา Grid Scale BESS รวมถึงต่อยอดโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับซึ่งเป็นแบตเตอรี่สีเขียวยักษ์ ซึ่งปัจจุบันมีแล้ว 3 แห่ง (เขื่อนภูมิพล เครื่องที่ 8, เขื่อนศรีนครินทร์/ท่าทุ่งนา, ลำตะคองชลภาวัฒนา 1,000 เมกะวัตต์) และเตรียมสำรวจพัฒนาเพิ่มเติมอีกอย่างน้อย 35 แห่ง อาทิ เขื่อนจุฬาภรณ์ เขื่อนวชิราลงกรณ และพื้นที่ภาคใต้
นอกจากนี้ ยังเรื่องของ Smart Grid แม่ฮ่องสอน ที่เริ่มโครงการนำร่องระบบโครงข่ายอัจฉริยะแบบ Self-sustain ด้วยโซลาร์และ BESS ในพื้นที่สายส่งเข้าถึงยาก
กฟผ. ยังเร่งอัปเกรดระบบโครงข่ายไฟฟ้าแรงดัน 230 kV และ 500 kV ให้เป็น “Super Highway” โดยในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคเอกชน (EEC) ได้เสนอ 2 โครงการเพื่อเพิ่มขีดความสามารถการจ่ายไฟฟ้ารวม 3.8 กิกะวัตต์ ซึ่งแพกเก็จแรกดำเนินการอัปเกรดสำเร็จแล้ว ช่วยเพิ่มการจ่ายไฟเข้า EEC ได้ 550 เมกะวัตต์ตั้งแต่ต้นปี และจะขยายเป็น 900 เมกะวัตต์ภายในสิ้นปีนี้
นอกจากนี้ ยังติดตั้งอุปกรณ์ปรับแรงดัน STATCOM และระบบ FACTS นำร่องที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงคลองแงะ จ.สงขลา จุดเชื่อมต่อไฟฟ้าระหว่างไทย-มาเลเซีย ขนาด 20–30 MVAR/MW พร้อมปรับปรุงศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (National Control Center) นำระบบ Time-Weighted (TW) และ AI เข้ามาบริหารจัดการแบบ Real-time บนแนวคิด Human-centric
รวมถึงจัดตั้งศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน (REFC/IFC) และศูนย์ Demand Response Control Center (DRCC) เพื่อจับคู่ Supply และ Demand อย่างแม่นยำ ช่วยลดต้นทุนการสำรองระบบ เสริมด้วยระบบ Real-time Risk Assessment, Special Protection Scheme (SPS) และ Grid-forming Inverters เพื่อป้องกันความเสี่ยงไฟฟ้าตกหรือดับ เป็นต้น
ทั้งนี้ กฟผ. ได้จัดทัพ 8 บริษัทในเครือ ร่วมลงทุนอย่างสอดคล้อง ไม่ซ้ำซ้อนกัน ได้แก่ RATCH Group ที่มุ่งเน้นศึกษาและพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า SMR, EGCO Group มุ่งเน้นการลงทุนในเทคโนโลยีพลังงานสะอาดแห่งอนาคต อาทิ ไฮโดรเจน, เซลล์เชื้อเพลิง (Fuel Cell), แบตเตอรี่กักเก็บพลังงาน, พลังงานหมุนเวียน, การใช้แอมโมเนียเผาร่วม (Ammonia Co-firing) รวมถึงเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCUS) ,PE LNG: บริหารจัดการสถานีและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Terminal), DCAP ดำเนินธุรกิจโรงไฟฟ้าเพื่อการผลิตระบบไฟฟ้าและระบบทำน้ำเย็น (District Cooling), EDS (EGAT Diamond Service): ปรับบทบาทจากการซ่อมบำรุงกังหันก๊าซ (Gas Turbine) สู่การพัฒนาเครื่องอัดประจุไฟฟ้าความเร็วสูง (DC Fast Charger) กำลังไฟสูงสุด 480 กิโลวัตต์ โดยเริ่มนำร่องติดตั้ง ณ เหมืองแม่เมาะ เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านรถบรรทุกเครื่องยนต์เผาไหม้ภายใน (ICE) ไปสู่รถบรรทุกไฟฟ้า (EV Truck) มุ่งลด Carbon Footprint ในกระบวนการทำเหมือง , INNOPOWERทำหน้าที่เป็นแขนการลงทุน (Investment Arm) ของกลุ่ม กฟผ. ในธุรกิจพลังงานทดแทนและนวัตกรรมเทคโนโลยีใหม่ , INNOSPACE เน้นการลงทุนในกลุ่มเทคโนโลยีขั้นสูง (Deep Tech) และสนับสนุนกลุ่มธุรกิจ Startup และ EGATi ลงทุนและพัฒนาโครงการพลังงานในต่างประเทศของ กฟผ.