ก.พลังงาน เปิดรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2026 คุมค่าไฟเฉลี่ยตลอดแผนไม่เกิน 3.88 บาท ดัน Direct PPA รับมือ Data Center เปิดทาง SMR สูงสุด 9,000 เมกะวัตต์ คาดเสนอ กพช. และครม. เห็นชอบก่อนเริ่มใช้แผนใหม่ พ.ย.นี้
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน เปิดรับฟังความคิดเห็นต่อ ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569 –2593 (PDP2026) เพื่อรับฟังรายละเอียดและแนวทางการพัฒนาพลังงานในอนาคต ในวันที่ 8 ก.ย. 2569 โรงแรมรามาการ์เด้นส์ กรุงเทพฯ
โดยมีผู้เข้าร่วมงานราว 300 คน ทั้งจากภาครัฐ ภาคเอกชน รัฐวิสาหกิจ นักวิชาการ ผู้ประกอบการภาคเอกชน บริษัทด้านพลังงานและเทคโนโลยี ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ตลอดจนองค์กรไม่แสวงหากำไร ขณะที่มีผู้เข้าร่วมผ่านระบบออนไลน์ ประมาณ 6,000 – 7,000 คน
นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ ปลัดกระทรวงพลังงาน กล่าวเปิดงานสัมมนาฯ โดยระบุว่า หัวใจสำคัญของแผนฉบับนี้ คือ ตอบโจทย์ “พลังงานสะอาด” และการมุ่งสู่เป้าหมาย Net Zero เพื่อดึงดูดการค้าและการลงทุนจากต่างประเทศ เนื่องจากปัจจุบันบริษัทชั้นนำทั่วโลกให้ความสำคัญกับสินค้าที่เป็น Low Carbon และไม่มีคาร์บอนฟุตพริ้นท์ในห่วงโซ่การผลิต
ขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ทั้งจากกลุ่ม Data Center และรถยนต์ไฟฟ้า ที่ปัจจุบันมียอดแจ้งความประสงค์ขอใช้ไฟฟ้าเข้ามาสูงถึง 22,000 – 30,000 เมกะวัตต์ กลายเป็นปัจจัยที่ท้ายทาย อย่างไรก็ตาม ภาครัฐอาจต้องมีกระบวนการคัดกรอง Data Center ที่สร้างมูลค่าเพิ่มและเป็นประโยชน์ต่อเศรษฐกิจดิจิทัลของประเทศจริงๆ เช่น กลุ่ม AI Industry Foundation
ส่วนด้านกำลังการผลิต ในระยะสั้นประเทศไทยมีระดับสำรองไฟฟ้า (Reserve Margin) เพียงพอราว 25% แต่สิ่งที่ต้องเร่งพัฒนาคือ ระบบส่งและสายจำหน่ายเพื่อรองรับการขยายตัวที่รวดเร็ว ที่คาดว่าอาจต้องใช้เงินลงทุนสูงถึง 3-7 แสนล้านบาท ในการปรับปรุงระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Smart Grid) และการติดตั้งอุปกรณ์รักษาเสถียรภาพความถี่ (Synchronous Condenser) ซึ่งจะใช้เงินลงทุนจากการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานที่สามารถจ่ายไฟได้ตลอด 24 ชั่วโมง
ดังนั้น แผน PDP 2026 ยังบรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR – Small Modular Reactor) เข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของทางเลือกหลัก โดยตามแผนคาดว่าจะมีกำลังผลิตรวมสูงสุดถึง 9,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2050 โครงการแรกขนาด 300 เมกะวัตต์ จะมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้ริเริ่ม เพื่อสร้างความเชื่อมั่นด้านมาตรฐานและการกำกับดูแลภายใต้หลักเกณฑ์ของ IAEA ก่อนที่จะพิจารณาเปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในอนาคต
ส่วนราคาค่าไฟฟ้าภายใต้สมมติฐานปัจจุบัน รวมถึงสัดส่วนเชื้อเพลิงผสมผสาน (Fuel Mix) ตั้งเป้าจะควบคุมค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดแผนให้ไม่เกิน 3.88 บาทต่อหน่วย อย่างไรก็ตาม สำหรับผู้ประกอบการที่ต้องการไฟฟ้าสะอาดคุณภาพสูง (Premium Clean Energy) เช่น Data Center อาจต้องยอมรับโครงสร้างราคาที่สะท้อนต้นทุนการผลิตที่แท้จริงซึ่งอาจสูงกว่าภาคประชาชนทั่วไป
ทั้งนี้ แผน PDP 2026 จะมีความยืดหยุ่นและพร้อมปรับเปลี่ยนทุก 2-3 ปีตามสถานการณ์เทคโนโลยีและเศรษฐกิจที่เปลี่ยนแปลงไป หากเทคโนโลยี SMR เกิดความล่าช้า ภาครัฐก็มีแผนสำรองโดยการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนบวกระบบกักเก็บพลังงาน (Solar + BESS) หรือการใช้ก๊าซธรรมชาติร่วมกับเทคโนโลยีดักจับคาร์บอน (Gas + CCS) เพื่อให้มั่นใจว่าประเทศไทยจะมีพลังงานที่มั่นคง สะอาด ราคาเหมาะสมอย่างยั่งยืน
แผน PDP 2026 เป็นแผนของคนไทยทุกคน จึงขอเชิญชวนทุกภาคส่วน ทั้งภาคอุตสาหกรรม ธุรกิจ และภาคประชาชน ร่วมให้ข้อเสนอแนะอย่างเต็มที่ในช่วงกระบวนการรับฟังความคิดเห็นที่จะดำเนินไปหลังจากนี้อีก 1 สัปดาห์ ก่อนรวบรวมข้อเสนอแนะมาพิจารณาว่ามีประเด็นใดที่ต้องปรับปรุงหรืออธิบายเพิ่มเติม คาดว่าจะปรับปรุงร่างแผนPDP 2026 ได้ภายในเดือนตุลาคมนี้ ก่อนเข้าสู่กระบวนการพิจารณาของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และคาดว่าจะเสนอ กพช. และ ครม.ประมาณเดือนพฤศจิกายนนี้
นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กล่าวว่า วัตถุประสงค์ของการจัดสัมมนาร่าง PDP2026 มีเป้าหมายสร้างสมดุลระหว่างความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เหมาะสม และการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม รองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานสะอาด การผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว และหลัก Just Energy Transition
โดยเริ่มจัดทำตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2568 คณะอนุกรรมการฯ ประชุมมาแล้วประมาณ 22 ครั้ง และจัดทำ Load Forecast ช่วงปี 2569-2593 ก่อนนำความคิดเห็นจากการรับฟังกลุ่มย่อยเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2569 มาปรับปรุงเป็นร่างแผนฉบับปัจจุบัน
โดยค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดช่วงแผนทั้ง 4 Scenario อยู่ที่ประมาณ 3.88 บาทต่อหน่วย แต่สามารถปรับเปลี่ยนตามนโยบายและปัจจัยแวดล้อม โดยช่วงปลายแผนอาจขยับขึ้นประมาณ 4.50-4.60 บาทต่อหน่วย ขณะที่การเพิ่มพลังงานหมุนเวียนในระดับสูงจำเป็นต้องลงทุนระบบรองรับความผันผวน ทั้ง Smart Grid และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ หรือ BESS รวมถึงให้ กฟผ. ลงทุน Synchronous Condenser และ STATCOM เพื่อรักษาความถี่และแรงดันไฟฟ้า พร้อมผลักดัน Demand Response (DR) และ Virtual Power Plant (VPP) จากแบตเตอรี่และ EV รวมศักยภาพกว่า 14,000 เมกะวัตต์
ส่วนด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีมาตรการขยายอายุโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติและถ่านหินบางแห่งในพื้นที่ EEC เป็นการชั่วคราว โดยทั่วไปประมาณ 5-6 ปี เนื่องจากโรงไฟฟ้าใหม่อาจก่อสร้างไม่ทันกำหนด ส่วนภาคใต้ที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามการท่องเที่ยว มีแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในจังหวัดสุราษฎร์ธานี 2 โรง กำลังผลิตรวมประมาณ 1,400 เมกะวัตต์ หรือเฉลี่ยโรงละ 700 เมกะวัตต์
อีกทั้ง สนพ. มอบหมายให้ กฟผ.และ กฟน.เร่งจัดตั้งศูนย์ RE Forecast เพื่อพยากรณ์การผลิตพลังงานหมุนเวียนแบบรายวันและรายชั่วโมง เพื่อเตรียมโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติให้พร้อมเดินเครื่องทดแทน และปรับปรุงระบบจำหน่ายรองรับการชาร์จ EV ในครัวเรือน
ทั้งนี้ หลังเปิดรับฟังความคิดเห็น สนพ.จะรวบรวมข้อเสนอแนะจากทั้งการสัมมนาในสถานที่และระบบออนไลน์ เพื่อนำมาปรับปรุงร่าง PDP2026 ให้ครบถ้วนและเหมาะสมกับบริบทประเทศ ก่อนเสนอ กพช.และ ครม.ตามขั้นตอนต่อไป
นายสาร์รัฐ ประกอบชาติ รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ระบุว่า สาเหตุที่ต้องมีการปรับแผน PDP ฉบับใหม่ เนื่องจากโจทย์การวางแผนระบบไฟฟ้าเปลี่ยนไปจากเดิม ได้แก่ ความต้องการพลังงานสะอาดจากภาคอุตสาหกรรม (Green Demand), การขยายตัวแบบก้าวกระโดดของ Data Center และ AI (New Demand), การเติบโตของการผลิตไฟฟ้าภาคประชาชนหรือ Prosumer, การเปลี่ยนผ่านสู่ยานยนต์ไฟฟ้า (E-Mobility) และกติกาการค้าโลกใหม่ (Carbon Rules) ทั้ง กลไกการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (CBAM), การลดก๊าซเรือนกระจก (NDC) และ พ.ร.บ. Carbon Tax
ทำให้แผนใหม่ ต้องเปลี่ยนกระบวนทัศน์ (Paradigm Shift) จากระบบเดิมที่เน้น Reserve Margin โครงข่ายรวมศูนย์ และเชื้อเพลิงฟอสซิล ไปสู่การบริหารสมดุลพอร์ตพลังงาน RE+BESS ร่วมกับ Firm Power คาร์บอนต่ำ ใช้สมาร์ทกริดรองรับพลังงานหมุนเวียนสัดส่วนสูง และเปิดให้ผู้ใช้ไฟกลายเป็น Active Consumer ที่มีส่วนร่วมให้บริการระบบไฟฟ้า และสอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลที่ส่งเสริมการเปิดเสรี Direct PPA/TPA เพื่ออำนวยความสะดวกการเข้าถึงไฟฟ้าสีเขียวของภาคอุตสาหกรรม
รวมถึงได้มีการปรับปรุงการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าใหม่ หลังการรับฟังความเห็นเมื่อ 24 มีนาคม 2569 สนพ. ได้ปรับสมมติฐานสำคัญ 3 ประเด็น ประกอบด้วย
GDP: ปรับลดอัตราการเติบโตเฉลี่ยจาก 2.56% เหลือ 2.49% ต่อปี (ปี 2568–2593) ตามข้อมูลล่าสุดของ สศช. เพื่อสะท้อนภาวะเศรษฐกิจที่แท้จริง
ยานยนต์ไฟฟ้า (EV): ปรับลดยอดประมาณการรถ EV สะสม ณ ปี 2593 จาก 28.47 ล้านคัน เหลือ 26.20 ล้านคัน โดยพิจารณาอายุการใช้งานรถ EV เพิ่มเติม
แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP): จัดทำรายมาตรการแยกเป็น 5 สาขาหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม อาคาร บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และไฟถนน พร้อมปรับ EE Saving Profile ให้สะท้อนพฤติกรรมการใช้ไฟจริงตามประเภทวัน
ดังนั้น จุดเปลี่ยนสำคัญของสมมติฐาน BAU คือ กรอบเวลาขยายจากเดิม 2565–2580 เป็น 2569–2593, อัตราการเติบโตประชากรพลิกจาก +0.04% เป็น –0.21%, แบ่งพื้นที่จาก 5 ภูมิภาคเป็น 7 ภูมิภาค และลักษณะการใช้ไฟปีฐานเปลี่ยนจากปี 2562 เป็น 2568 โดยช่วงพีคย้ายจากช่วงบ่าย (14.30 น.) มาเป็น ช่วงกลางคืน (21.00 น.)
ขณะที่ ความต้องการไฟฟ้า ตามผลพยากรณ์กรณี BAU ของระบบ 3 การไฟฟ้า พบว่า ความต้องการพลังงานไฟฟ้าปี 2593 อยู่ที่ราว 402,063 ล้านหน่วย และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ 63,688 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ ปี 2580 ค่าพยากรณ์ PDP 2026 ต่ำกว่าร่าง PDP 2024 ราว 7.9% ด้านพลังงาน และ 4.0% ด้านพลังไฟฟ้าสูงสุด สะท้อนภาพความต้องการที่ลดลงตามการชะลอตัวทางเศรษฐกิจและจำนวนประชากรที่ลดลง
โดยความต้องการพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) ณ ปี 2593 มาจากยานยนต์ไฟฟ้าสูงสุด 91,736 GWh, ศูนย์ข้อมูล (Data Center) 42,468–55,744 GWh, โครงการ EEC 7,791 GWh, รถไฟความเร็วสูง 3,552 GWh, รถไฟฟ้า MRT 708 GWh และนิคมอุตสาหกรรมใหม่ 34 GWh ส่วนมาตรการ EEP ช่วยลดได้ 117,449–149,146 GWh และ IPS (BTMPV Adoption) อีก 30,085 GWh
แผนเลือกใช้ “กรณีต่ำและกรณีกลาง” (6,799 MW และ 8,811 MW) เป็นกรอบวางแผนแทนกรณีสูง (19,808 MW) เพื่อให้สอดคล้องกับขีดความสามารถในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานและระบบส่งไฟฟ้า
อีกทั้ง ร่าง PDP 2026 ได้ยกเลิกเกณฑ์ Reserve Margin เดิม เปลี่ยนมาใช้ ดัชนีเกณฑ์โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) ซึ่งประเมินความเสี่ยงตลอด 8,760 ชั่วโมงของปี ให้แม่นยำกว่าในยุคที่พึ่งพาพลังงานหมุนเวียนผันผวน (VRE) สูงขึ้น โดยกำหนดเกณฑ์ใหม่จากไม่เกิน 0.7 วันต่อปี เป็น ไม่เกิน 1.0 วันต่อปี
โดยกำหนดเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกภาคผลิตไฟฟ้าตาม LT-LEDs กำหนดเส้นทางลดลงต่อเนื่อง จากปี 2569 ที่ 121.2 Mt ลงสู่ 102.6 Mt ในปี 2573, 76.6 Mt ในปี 2578 (NDC 3.0) และกรอบปลายแผนปี 2593 ที่ 66.2 MtCO₂eq สำหรับกรอบปกติ หรือเข้มข้นถึง 19.1 MtCO₂eq หากพึ่งพาเทคโนโลยีดักจับคาร์บอน (CCS) เพิ่มเติม
ปัจจุบัน ณ ปี 2568 กำลังผลิตรวมระบบ 3 การไฟฟ้าฯ รวม ESS อยู่ที่ 54,305 MW แบ่งเป็นเชื้อเพลิงฟอสซิล 37,847 MW (ก๊าซธรรมชาติครองสัดส่วนราว 83%) และพลังงานหมุนเวียน 16,458 MW
ทั้งนี้ หัวใจของร่าง PDP 2026 ได้นำเสนอ 4 ทางเลือก ให้สาธารณะพิจารณา ภายใต้เงื่อนไขการจำกัดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่แตกต่างกัน ประกอบด้วย
Case 1 (Base Case): กรณีฐานตามกรอบปกติ เน้นความมั่นคงช่วงเปลี่ยนผ่าน ปล่อย GHG 51.5 ล้านตัน สัดส่วนพลังงานสะอาด 65% / ฟอสซิล 35% กำลังผลิตใหม่ 127.3 GW และรวมปลายแผน 185.7 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8267 บาท/หน่วย
Case 2 (Net Zero by CCS): รักษาโครงสร้างเดิม ยกระดับเป้าหมายคาร์บอนต่ำด้วย CCS ปล่อย GHG 19.1 ล้านตัน (ดักจับ 32 ล้านตัน) สัดส่วนพลังงานสะอาด 65% / ฟอสซิล 35% โดยมีกำลังผลิตใหม่และปลายแผนเท่ากับ Case 1 (127.3 / 185.7 GW) ต่างกันเพียงการเติม CCS และค่าไฟที่สูงสุดที่ 3.8859 บาท/หน่วย
Case 3 (Net Zero by RE): พลังงานสะอาดสูงสุด ปราศจาก CCS ปล่อย GHG เพียง 16.6 ล้านตัน สัดส่วนพลังงานสะอาดสูงถึง 89% / ฟอสซิล 11% แต่ต้องลงทุนกำลังผลิตใหม่มากสุดที่ 194.8 GW และปลายแผน 253.1 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8297 บาท/หน่วย
Case 4 (Net Zero by RE & CCS): แผนผสมผสาน รักษาการใช้ก๊าซในประเทศ ควบคู่ RE และ CCS ปล่อย GHG 19.1 ล้านตัน (ดักจับ 21 ล้านตัน) สัดส่วนพลังงานสะอาด 73% / ฟอสซิล 27% กำลังผลิตใหม่ 147.2 GW และปลายแผน 206.1 GW ค่าไฟเฉลี่ย 3.8364 บาท/หน่วย
อย่างไรก็ตาม ในช่วง 12 ปีแรก (2569–2580) ทุกทางเลือกขับเคลื่อนบนโครงสร้างพื้นฐานเดียวกัน โดยมีกำลังผลิตใหม่รวม 50,900 MW เท่ากันทุกกรณี ประกอบด้วย CCGT 9,100 MW, SMR 300 MW, Solar 24,300 MW, Wind 2,700 MW และ BESS 14,500 MW ทำให้กำลังผลิตสะสม ณ ปี 2580 อยู่ที่ 115,632 MW ผ่านเกณฑ์ LOLE และมีอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทุกกรณี
การตัดสินใจเลือกเส้นทางที่แท้จริงจึงเกิดขึ้นในช่วงที่ 2 (2581–2593) เพื่อมุ่งสู่เป้าหมายพลังงานสะอาดปี 2593 โดยทุกทางเลือกกำหนดสัดส่วนพลังงานสะอาดขั้นต่ำ 65% ผ่านการใช้ CCS เป็นแกน ขยาย VRE ทดแทน CCS หรือผสมผสาน VRE และ CCS ซึ่งจะช่วยลดการปล่อย CO₂ ลงกว่า 70% จากฐานเดิม
ขณะที่ด้านต้นทุนบูรณาการพลังงานหมุนเวียน (RE Integration Cost) ในช่วงปี 2572–2593 พบว่า Case 1 และ 2 ต้องลงทุนราว 360,000 ล้านบาท, Case 4 ราว 500,000 ล้านบาท และ Case 3 สูงสุดถึงราว 700,000 ล้านบาท เพื่อขยายและปรับปรุงระบบส่ง (TSU) ติดตั้ง STATCOM แบตเตอรี่เพิ่มเสถียรภาพ และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเฉื่อย (Synchronous Condenser)
ด้านการใช้ก๊าซธรรมชาติ ณ ปี 2593 Case 1 และ 2 ยังพึ่งพาการนำเข้า LNG สูงถึง 2,455 MMscfd ซึ่งอยู่ในโซนความเสี่ยง ขณะที่ Case 4 อยู่ที่ 1,904 MMscfd (ใช้ก๊าซในประเทศเต็มศักยภาพ) และ Case 3 ลดการพึ่งพาก๊าซเหลือเพียง 794 MMscfd
เมื่อเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยปี 2570–2593 พบว่า Case 3 มี Base Cost ต่ำสุดแต่มี RE Cost สูง ส่วน Case 2 มีต้นทุน CCS เพิ่มขึ้นชัดเจน โดยทุกทางเลือกยังผ่านเกณฑ์ความมั่นคง LOLE ที่ไม่เกิน 1.0 วันต่อปีตลอดแผน
นอกจากนี้ในการขับเคลื่อน แผนกำหนดกลยุทธ์ “ปลดล็อกโครงสร้างพลังงาน สร้างฐานการผลิตสีเขียว” ผ่าน 2 ด้าน คือ Market Access ด้วยการเปิด Third Party Access (TPA) และ Direct PPA ให้ซื้อขายไฟฟ้าสีเขียวโดยตรง และ Market Enablers ด้วยการยกระดับสู่ Digital Grid ทั้งการติดตั้ง Smart Meter 100% สำหรับลูกค้ารายใหญ่ และการเปิดตลาดบริการใหม่ VPP และ DR
โดยมติ กพช. เมื่อ 15 กรกฎาคม 2569 ได้ขยายมาตรการ Direct PPA ผ่าน TPA ให้กลุ่มเป้าหมายทั้งผู้ใช้ไฟขนาดใหญ่ Data Center และพื้นที่ EEC ควบคู่การพัฒนาตลาด DR (เป้าหมาย 2,800 MW ในปี 2593) และ DER (9,100–11,200 MW สะสม) รวมถึงแผนขับเคลื่อนโรงไฟฟ้า SMR รวม 9,000 MW กระจาย 5 ภาคทั่วประเทศ (เริ่มต้น 300 MW) และเทคโนโลยีคาร์บอนต่ำอื่น ๆ ทั้ง CCS (สมมติฐาน 135 USD/tCO₂) และเทคโนโลยีใหม่ 2,500–3,000 MW ในช่วงปี 2589–2593
อย่างไรก็ตาม ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากแผน PDP 2026 ครอบคลุม 4 มิติ ได้แก่ ความมั่นคง (ระบบไฟฟ้ายืดหยุ่นสูง), เศรษฐกิจ (ค่าไฟเฉลี่ยตลอดแผน 3.8 – 4.5 บาท/หน่วย), สิ่งแวดล้อม (ลดการปล่อย GHG เหลือ 16.6–19.1 MtCO₂ มุ่งสู่ Net Zero) และขีดความสามารถในการแข่งขัน (โครงสร้างไฟฟ้าสีเขียวดึงดูดการลงทุนอุตสาหกรรมยุคใหม่ AI และ Data Center ระดับโลก)
