นโยบายและทิศทางพลังงานแสงอาทิตย์ของประเทศไทย 2026

ประเทศไทยกำลังเดินหน้าสู่การเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานครั้งสำคัญ ด้วยเป้าหมายการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์สูงถึง 41,763 เมกะวัตต์ภายในปี 2037 ซึ่งขับเคลื่อนโดยพันธกรณีด้านสภาพภูมิอากาศที่ประกาศไว้ในเวทีโลก รายงานฉบับนี้สรุปภาพรวมเชิงกลยุทธ์ของภาคพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศไทย ทั้งสถานการณ์ตลาด นโยบายสนับสนุน และทิศทางในอนาคต

1. พันธกรณีด้านสภาพภูมิอากาศของประเทศไทย

ในการประชุม UNFCCC COP26 ที่กลาสโกว์ สกอตแลนด์ ประเทศไทยได้ประกาศเจตนารมณ์ที่ชัดเจน:

• ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality): ภายในปี 2050
• การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero GHG Emission): ภายในปี 2065

แผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ฉบับใหม่ถูกออกแบบมาเพื่อขับเคลื่อนภาคพลังงานให้สอดคล้องกับพันธกรณีเหล่านี้ โดยพลังงานแสงอาทิตย์ถูกวางบทบาทเป็นกลไกสำคัญในการนำพาประเทศไปสู่เป้าหมาย

2. เป้าหมายพลังงานทดแทนภายใต้แผน AEDP 2024

ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ปี 2024 กำหนดเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนไว้ที่ 37% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย (TFEC) ภายในปี 2037 โดยแบ่งเป็น:

ประเภท	สัดส่วน	ปริมาณ
ไฟฟ้า (Electricity)	16%	15,332 ktoe (73,286 MW)
ความร้อน (Heat)	19%	17,360 ktoe
เชื้อเพลิงชีวภาพ (Biofuels)	2%	1,939 ktoe

เป้าหมายเฉพาะสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์

ประเภทการติดตั้ง	กำลังการผลิต
Solar PV (ภาคพื้นดินและบนหลังคา)	38,974 MW
Floating PV (ทุ่นลอยน้ำ โดย กฟผ.)	2,789 MW
รวม Solar PV	41,763 MW

3. สถานการณ์ตลาดพลังงานแสงอาทิตย์ปัจจุบัน

ภาพรวมการใช้พลังงานทดแทน (ข้อมูลปี 2024)

ประเทศไทยมีการใช้พลังงานทดแทนคิดเป็น 14.25% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย (11,828 ktoe) ซึ่งยังมีช่องว่างอีกมากเมื่อเทียบกับเป้าหมาย 37% สะท้อนถึงโอกาสในการเติบโตที่ยังรออยู่

การเติบโตของกำลังการผลิต (On-grid)

กำลังการผลิตติดตั้งสะสมเติบโตอย่างรวดเร็ว:

• ปี 2019: 3,591 MW
• ปี 2024: 9,926 MW
• ปี 2025 (คาดการณ์): 12,754 MW

การเติบโตรายประเภท (2020-2025)

ตลาดแบ่งเป็น 2 กลุ่มหลักที่มีทิศทางการเติบโตแตกต่างกัน:

โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับภาครัฐ (PPA):

• ครอบคลุมทั้ง Solar Farm, PPA-Rooftop และ Floating PV
• เติบโตจาก 2,890 MW (2020) เป็น 7,972 MW (2025)

โครงการผลิตเพื่อใช้เอง (IPS / Self-consumption):

• เติบโตจาก 519 MW (2020) เป็น 3,832 MW (2025)
• คิดเป็นอัตราการเติบโตสูงกว่า 7.3 เท่า
• การเติบโตส่วนใหญ่มาจาก ระบบผลิตไฟฟ้าบนหลังคา (IPS-Rooftop)

4. นโยบายและมาตรการส่งเสริมจากภาครัฐ

4.1 โครงการรับซื้อไฟฟ้า (Feed-in Tariff: FiT)

ประเภทโครงการ	อัตรา FiT (บาท/kWh)	เป้าหมาย (ภายในปี 2030)
Ground (ติดตั้งบนพื้นดิน)	2.1679	5 GW
Ground + BESS (พร้อมระบบกักเก็บพลังงาน)	2.8331	1 GW
Rooftop (ภาคครัวเรือน)	2.20	90 MW

4.2 มาตรการส่งเสริมเร่งด่วน (Quick Big Win Projects)

• Community-based Solar Power: โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ระดับชุมชน เป้าหมาย 1,500 MW เปิดให้เอกชนลงทุน 100% พร้อมอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับชุมชนโดยรอบ
• Solar Rooftop Tax Rebate: ลดหย่อนภาษีสำหรับครัวเรือนที่ติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปขนาดไม่เกิน 10 kW ลดหย่อนได้สูงสุด 200,000 บาท เป้าหมาย 90,000 ครัวเรือน
• Solar Water Pump for Agriculture: ระบบสูบน้ำพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อการเกษตร เป้าหมาย 250 ระบบ
• Floating PV ในเขื่อน กฟผ. 3 แห่ง: เขื่อนศรีนครินทร์ เขื่อนภูมิพล และเขื่อนวชิราลงกรณ กำลังการผลิตรวม 1,638 MW
• Direct PPA: ซื้อขายไฟฟ้าพลังงานทดแทนโดยตรงระหว่างผู้ผลิตและผู้ใช้รายใหญ่ (เช่น Data Center) เป้าหมาย 2,000 MW

4.3 อัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff - UGT)

กลไก UGT ช่วยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเข้าถึงพลังงานสะอาดได้โดยไม่ต้องลงทุนติดตั้งเอง:

• UGT-1: สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก สัญญาระยะสั้น 1 ปี รับไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่มีอยู่แล้ว
• UGT-2: สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ สัญญาระยะยาวสูงสุด 25 ปี รับซื้อจากโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่สร้างขึ้นใหม่

4.4 การส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์นอกระบบสายส่ง (Off-grid)

กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ส่งเสริมการใช้พลังงานแสงอาทิตย์ในพื้นที่ห่างไกลผ่าน:

• ระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสานขนาดเล็ก (Solar PV Microgrid)
• ระบบสูบน้ำพลังงานแสงอาทิตย์
• โรงอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์ (พาราโบลาโดม)

5. โอกาสทางการตลาดในอนาคต

อุตสาหกรรมพลังงานแสงอาทิตย์ของไทยมีโอกาสเติบโตใน 4 ด้านหลัก:

1. ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) และ Hybrid System — แก้ปัญหาความผันผวนของพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเสถียรภาพให้ระบบไฟฟ้า
2. การบูรณาการข้ามภาคส่วน — ผลิตความร้อนจากแสงอาทิตย์ ผลิตไฮโดรเจนสีเขียว สถานีชาร์จ EV และเกษตรกรรมร่วมกับการผลิตไฟฟ้า (Agrivoltaics)
3. ความต้องการไฟฟ้าสีเขียว — แรงกดดันจากมาตรการ CBAM ของสหภาพยุโรป ความต้องการใบรับรองพลังงานหมุนเวียน (REC) และคาร์บอนเครดิต
4. การติดตั้งแบบกระจายศูนย์ (Decentralized) — การผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง (Prosumer) การซื้อขายไฟฟ้า P2P และระบบไฟฟ้าชุมชน (Community Microgrid)

6. ความท้าทายที่ต้องเผชิญ

ประเภทความท้าทาย	คำอธิบาย
ข้อจำกัดด้านโครงข่ายไฟฟ้า	ความผันผวนของพลังงานหมุนเวียน (VRE) และข้อจำกัดของหม้อแปลงไฟฟ้าในบางพื้นที่
การเข้าถึงแหล่งทุน	ต้นทุนเริ่มต้นสูงสำหรับผู้ใช้บางกลุ่ม การเข้าถึงเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำยังมีจำกัด
กฎระเบียบ	ขั้นตอนการขออนุญาตซับซ้อน นโยบายสนับสนุนยังไม่สอดคล้องกันสมบูรณ์
การจัดการซากแผงโซลาร์	ต้องมีแนวทางและกฎหมายรองรับการรีไซเคิลที่ชัดเจน
อุปสรรคทางการค้า	ภาษีตอบโต้การทุ่มตลาด (Anti-dumping Duty) ส่งผลต่อต้นทุนโครงการ

7. นัยยะเชิงกลยุทธ์

1. ความชัดเจนของนโยบายสร้างความเชื่อมั่นในการลงทุน — เป้าหมาย AEDP ประกอบกับกลไก FiT, UGT และมาตรการเร่งด่วน สร้างสภาพแวดล้อมที่เอื้อต่อการตัดสินใจลงทุนระยะยาว
2. ตลาดกำลังเปลี่ยนสู่การเติบโตแบบกระจายศูนย์ — กลุ่ม IPS เติบโตกว่า 7 เท่าในช่วง 2020-2025 สูงกว่า PPA อย่างมีนัยสำคัญ สะท้อนตลาดที่ขยายสู่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยและภาคธุรกิจ
3. นวัตกรรมและเทคโนโลยีคือหัวใจของอนาคต — การลงทุนใน ESS, ระบบไฮบริด, Agrivoltaics และ Direct PPA จะเป็นตัวกำหนดความสามารถในการแข่งขัน
4. ความสำเร็จขึ้นอยู่กับการจัดการความท้าทายเชิงโครงสร้าง — การปรับปรุงโครงข่ายไฟฟ้า ลดขั้นตอนการขออนุญาต และพัฒนารูปแบบทางการเงินใหม่ ต้องอาศัยความร่วมมือระหว่างภาครัฐและเอกชน

---

ข้อมูลอ้างอิงจากรายงานสรุปนโยบายและทิศทางพลังงานแสงอาทิตย์ของประเทศไทย 2026 โดย NKP Sandbox