|
บทคัดย่อ (THAI):
|
การศึกษานี้มีจุดมุ่งหมายเพื่อประเมินความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ของการเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง จากก๊าซธรรมชาติไปสู่ก๊าซไฮโดรเจนในการผลิตกระแสไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ของประเทศไทยสืบเนื่องจากแรงกดดันจากมาตรการ CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism) ของสหภาพยุโรปซึ่งบังคับให้สินค้าที่จะส่งเข้ามายังสหภาพยุโรปต้องผ่านเกณฑ์การใช้พลังงานสะอาด มิเช่นนั้นจะต้องถูกเรียกเก็บค่าปรับเพื่อให้ราคาสูงขึ้น ซึ่งหากประเทศไทยยังคงใช้พลังงานจากเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักอาจทำให้สูญเสียมูลค่า การส่งออกไปยังสหภาพยุโรปประมาณปีละมากกว่า 10,000 ล้านบาท การเปลี่ยนมาใช้พลังงานไฮโดรเจน จึงอาจเป็นทางเลือกเดียวที่ทำให้ประเทศไทยบรรลุเป้าหมายการใช้พลังงานสะอาดตามเกณฑ์ที่จะได้รับ การยกเว้นจากมาตรการ CBAM
ในการวิเคราะห์ต้นทุนและผลตอบแทนทางเศรษฐกิจได้เปรียบเทียบโรงไฟฟ้าสองประเภท คือ โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซไฮโดรเจนผสมกับก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซไฮโดรเจนที่ได้มาจากกระบวนการ แยกน้ำด้วยไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว โดยกำหนดกำลังการผลิตไฟฟ้า 3 ขนาด คือ 100MW 500MW และ 1,000 MW ด้วยจำนวนโรงไฟฟ้าที่ทำให้ประเทศไทยมีกำลังการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานสะอาดทั้งที่ผลิตได้อยู่แล้วและ ผลิตเพิ่มขึ้นจากการใช้ก๊าซไฮโดรเจนนี้รวมแล้วไม่น้อยกว่าร้อยละ 55 ของกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ทั้งนี้ พิจารณาต้นทุนใน 3 ส่วน คือ การผลิตก๊าซไฮโดรเจน การขนส่งไฮโดรเจนเข้าสู่โรงไฟฟ้า และการเปลี่ยนแปลงห้องปฏิกรณ์ของโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับการใช้ก๊าซไฮโดรเจน และพิจารณาผลประโยชน์ที่ได้ คือ การรักษามูลค่าการส่งออกของสินค้าที่อยู่ภายใต้มาตรการ CBAM ซึ่งเปลี่ยนแปลงตามอัตราการเติบโตที่เกิดขึ้นตามปกติไว้ได้ทั้งหมด
การศึกษาได้จำแนกออกเป็น 3 กรณี คือ กรณีที่ 1 การเปลี่ยนโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับก๊าซไฮโดรเจน โดยการผลิตก๊าซไฮโดรเจนกลางอ่าวไทยแล้วขนส่งมายังโรงไฟฟ้า กรณีที่ 2 การติดตั้งเครื่องผลิตไฮโดรเจนสีเขียวด้านหน้าโรงไฟฟ้าในระยะทาง 2 กิโลเมตร และกรณีที่ 3 การลงทุนติดตั้งเครื่องผลิตไฮโดรเจนสีเขียวด้านหน้าโรงไฟฟ้าในระยะทาง 2 กิโลเมตร แต่เริ่มการลงทุนในปีที่ 10 เมื่อคาดว่าราคาของเครื่องแยกน้ำด้วยไฟฟ้ามีราคาถูกลงครึ่งหนึ่ง
ผลการศึกษาพบว่าต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าโดยใช้ก๊าซไฮโดรเจนทั้งสามกรณีสูงกว่าผลประโยชน์ที่จะได้รับ ทำให้ค่า NPV ติดลบ และค่า B/C Ratio น้อยกว่าหนึ่ง และไม่ว่าจะใช้เวลานานเท่าใดก็ไม่สามารถคืนทุนได้ ทำให้สรุปได้ว่าการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ใช้ก๊าซไฮโดรเจนแทนก๊าซธรรมชาติเพื่อเป้าหมายในการผ่านเกณฑ์ CBAM ของสหภาพยุโรปยังไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ ดังนั้น ทางออกของการแก้ปัญหาเรื่อง CBAM จึงจะต้องหันไปใช้นโยบายการค้าระหว่างประเทศในการเปิดตลาดเพื่อนำสินค้าที่ได้รับผลกระทบ ไปจำหน่ายยังประเทศอื่นมากกว่าที่จะใช้นโยบายด้านพลังงานสะอาด
คำสำคัญ : โรงไฟฟ้า, ก๊าซไฮโดรเจน, ความคุ้มค่าในการลงทุน, ห่วงโซ่อุปทานของโลก, มาตรการ CBAM
|
|
Abstract:
|
This study aims to evaluate the economic feasibility of switching from natural gas to hydrogen gas for electricity generation in large power plants in Thailand. This shift is prompted by pressure from the European Union’s Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), which requires exported products to the EU to meet clean energy standards. Otherwise, the products are subjected to fines which increase the prices. If Thailand continues to rely primarily on fossil fuels, it risks losing over 10 billion baht annually in export value to the EU. Therefore, transitioning to hydrogen energy may be the only viable option for Thailand to meet the clean energy criteria necessary to be exempt from CBAM measures.
The economic cost-benefit analysis compares two types of power plants: those that use a mix of hydrogen and natural gas, and those that use hydrogen alone, produced through electrolysis. The study considers three plant capacities—100 MW, 500 MW, and 1,000 MW—designed to ensure that Thailand’s clean electricity production (from both existing and new hydrogen-based generation) reaches no less than 55% of total power generation capacity. The analysis incorporates costs in three areas: hydrogen production, hydrogen transportation to the power plant, and modification of the plant’s combustion chamber to accommodate hydrogen use. The benefit considered is the preservation of export value for products subject to CBAM, assuming normal growth trends.
The study is divided into three cases: Case 1: Converting natural gas power plants to accommodate hydrogen by producing hydrogen in the Gulf of Thailand and transporting it to the power plants. Case 2: Installing green hydrogen production units in front of the power plants at a distance of 2 kilometers. Case 3: Investing in the installation of green hydrogen production units in front of the power plants at a distance of 2 kilometers, but beginning the investment in the 10th year when the price of electrolyzers is expected to fall by half.
The findings reveal that the costs of electricity generation in all three cases are higher than the expected benefits, resulting in a negative Net Present Value (NPV), a Benefit-Cost Ratio (B/C Ratio) below one, and a payback period that is unattainable within any reasonable
3
timeframe. It is therefore concluded that investing in large-scale hydrogen-powered electricity plants solely to meet CBAM requirements is not economically viable. Consequently, the recommended solution is not to rely solely on clean energy policies, but rather to adopt international trade strategies that open alternative markets for affected products, shifting exports to other countries instead of focusing exclusively on the EU.
Keyword : Power Plants, Hydrogen Gas, Return on Investment, Global Supply Chain, Carbon Border Adjustment Mechanism
|