ประเทศไทยมีศักยภาพด้านพลังงานความร้อนใต้พิภพ (Geothermal Energy) ในหลายพื้นที่ โดยเฉพาะในภาคเหนือและแนวรอยเลื่อนทางธรณีวิทยา อย่างไรก็ตาม การพัฒนาในระดับอุตสาหกรรมยังคงจำกัดอย่างมากเมื่อเทียบกับศักยภาพที่มีอยู่
ประเด็นสำคัญไม่ได้อยู่ที่ “การขาดทรัพยากร” แต่เป็น “ข้อจำกัดเชิงโครงสร้าง” ทั้งด้านความเสี่ยง การเงิน กฎระเบียบ และการยอมรับของสังคม บทความนี้จึงวิเคราะห์ 5 ปัจจัยหลักที่มีผลต่อการพัฒนาพลังงานความร้อนใต้พิภพ และเสนอแนวทางที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศไทย
1. ความเสี่ยงการสำรวจใต้ดิน: อุปสรรคหลักของการลงทุน
ลักษณะเฉพาะของความเสี่ยงในพลังงานความร้อนใต้พิภพ
โครงการพลังงานความร้อนใต้พิภพ แตกต่างจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นอย่างชัดเจน โดยเฉพาะในขั้นตอนเริ่มต้น เนื่องจากต้องมีการเจาะสำรวจ (exploration drilling) ซึ่งมีต้นทุนและความไม่แน่นอนสูง แม้จะมีข้อมูลทางธรณีวิทยาเบื้องต้น แต่การยืนยันศักยภาพของแหล่งพลังงานจำเป็นต้องอาศัยการเจาะจริง ซึ่งอาจมีค่าใช้จ่ายหลายล้านดอลลาร์ต่อหลุม และไม่มีการรับประกันว่าจะประสบความสำเร็จ
บทบาทของรัฐในการแบ่งปันความเสี่ยง
จากประสบการณ์ของหลายประเทศ พบว่า การที่ภาครัฐเข้ามารับความเสี่ยงบางส่วนในระยะเริ่มต้น เป็นปัจจัยสำคัญที่ช่วยให้เกิดการลงทุนจากภาคเอกชน
ตัวอย่างบทบาทของภาครัฐ
| ประเทศ | บทบาท |
| Turkey | โครงการ Risk Sharing Mechanism (RSM) โดยใช้เงินสนับสนุนจาก World Bank และ Clean Technology Fund กลไกนี้ให้ การชดเชย 40–60% ของต้นทุนหลุมที่ไม่สำเร็จ (failed wells) สูงสุดไม่เกิน US$ 4 ล้านต่อโครงการ ช่วยลดความเสี่ยงในช่วงการสำรวจ (exploration) ซึ่งเป็นช่วงที่มีความไม่แน่นอนสูงที่สุด |
| Hungary | ภายใต้ Geothermal Risk Mitigation Scheme รัฐสนับสนุนโครงการในช่วง HUF 400 ล้าน – 1,000 ล้าน (≈ EUR 1–2.5 ล้าน) โดยมีโครงสร้าง risk-sharing ชัดเจน:หากหลุม “สำเร็จ” → สนับสนุน 10%หาก “ไม่สำเร็จ” → สนับสนุนสูงสุด 50% สำหรับ SMEs และ ~45% สำหรับบริษัทขนาดใหญ่ |
| Taiwan | รัฐสนับสนุนการสำรวจโดยตรงผ่าน เงินชดเชยสูงสุด 50% ของค่าสำรวจ สูงสุดไม่เกิน NTD 100 ล้าน/โครงการ เพื่อลดความเสี่ยงจากต้นทุนการเจาะที่สูงและไม่แน่นอน โดยมีเป้าหมายเพื่อดึงดูดภาคเอกชน และเร่งการพัฒนา พลังงานความร้อนใต้พิภพในประเทศ |
| Philippines | Philippine Geothermal Resource De-Risking Facility (PGRDF) โดยรัฐจะ สนับสนุนอย่างน้อย 50% ของค่า exploration/drilling ในรูปแบบ conditionally repayable grantหากพบ resource ที่ใช้ได้ → ต้อง “คืนเงิน”หากไม่สำเร็จ → เงินสนับสนุนจะกลายเป็น “grant”วงเงินรวมมากกว่า USD 100 ล้าน และจะเริ่มดำเนินการในปี 2026 |
| France | คณะกรรมาธิการยุโรปอนุมัติกองทุน deep geothermal guarantee fund โดยADEME สนับสนุนสูงสุด EUR 140 ล้านภาคเอกชนร่วมสมทบ ~EUR 55.6 ล้านชดเชยความเสียหายได้สูงสุด EUR 17 ล้าน/โครงการ หาก drilling ไม่ประสบความสำเร็จกองทุนนี้จะดำเนินการเป็นระยะเวลา 10 ปี และมีบทบาทในการชดเชยความเสียหายให้กับโครงการ geothermal ระดับลึก โดยช่วยลดความเสี่ยงจากความไม่แน่นอนสูงของทรัพยากรใต้พิภพระหว่างการเจาะสำรวจ |
| Germany | โครงการของ KfW เป็นโมเดลผสมระหว่าง เงินกู้ดอกเบี้ยต่ำ กับ ประกันความเสี่ยงจากการเจาะ (drilling risk) เพื่อลดความเสี่ยงช่วงต้นของ geothermal KfW ให้เงินกู้สูงสุด EUR 25 ล้าน/โครงการ (ลึก ≥400 เมตร, ระยะเวลา ≤5 ปี) ในอัตราดอกเบี้ยต่ำกว่าตลาดในส่วนของความเสี่ยง Munich Re จะเข้าประเมินโครงการล่วงหน้าและให้ประกันครอบคลุม 30–70% ของวงเงินกู้ หากการเจาะไม่ประสบความสำเร็จ จะมีการชดเชยความเสียหายบางส่วนตามเงื่อนไขประกันสำหรับส่วนที่ไม่ได้รับการประกัน หากโครงการล้มเหลว KfW สามารถช่วยลดภาระหนี้บางส่วน (partial loan relief) ทำให้โครงสร้างนี้ช่วยลดทั้ง financial risk และ subsurface risk ได้พร้อมกัน |
แนวทางสำหรับประเทศไทย
- กองทุนแบ่งปันความเสี่ยง (Risk Sharing Mechanism)
- หรือระบบประกันความเสี่ยงการสำรวจ
โดยมีหลักการว่า หากโครงการประสบความสำเร็จ ผู้พัฒนาจะชำระคืนเงินสนับสนุน แต่หากไม่สำเร็จ รัฐจะรับภาระบางส่วน ซึ่งจะช่วยกระตุ้นการลงทุนในระยะเริ่มต้นได้อย่างมีนัยสำคัญ
2. ความมั่นคงของรายได้: เงื่อนไขสำคัญของการลงทุนระยะยาว
ลักษณะการลงทุนของพลังงานความร้อนใต้พิภพ
Geothermal เป็นโครงการที่มีต้นทุนเริ่มต้นสูง แต่มีอายุโครงการยาวนาน ดังนั้น ความสามารถในการสร้างรายได้อย่างสม่ำเสมอในระยะยาวจึงเป็นปัจจัยสำคัญในการตัดสินใจลงทุน
หากไม่มีความชัดเจนด้านรายได้ โครงการจะมีความเสี่ยงสูง และไม่สามารถเข้าถึงแหล่งเงินทุนในต้นทุนที่เหมาะสมได้
บทเรียนจากกลไกราคาและการรับซื้อไฟฟ้า
- Feed-in Tariff (FIT) ที่กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าในระยะยาว
- การกำหนดให้มีการรับซื้อพลังงานสะอาดแบบต่อเนื่อง (clean firm procurement)
โดยเฉพาะในกรณีของประเทศไต้หวันที่มีการกำหนดอัตรารับซื้อที่แตกต่างตามความเสี่ยงของโครงการ เช่น ความลึกของหลุมเจาะ ซึ่งช่วยสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของโครงการ
แนวทางสำหรับประเทศไทย
- กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ geothermal โดยเฉพาะ เพื่อสะท้อนลักษณะต้นทุนและความเสี่ยงที่แตกต่าง (baseload + high CAPEX)
- สนับสนุนสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว (Long-term PPA) โดยเฉพาะในภาคอุตสาหกรรม เช่น 20–30 ปี เพื่อเพิ่ม bankability และลดความเสี่ยงด้านรายได้
- สนับสนุนให้มี Direct PPA ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟ (เช่น โรงงาน หรือ data center) สามารถซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง โดยไม่ต้องผ่านระบบรับซื้อไฟฟ้าของรัฐแบบรวมศูนย์
- ออกแบบ FiT แบบ Risk-adjusted (Tiered Tariff) เช่น อัตราที่แตกต่างตามความลึกหลุม อุณหภูมิ หรือความเสี่ยงของ แหล่งพลังงานเพื่อสะท้อนต้นทุนจริงและกระตุ้นการสำรวจในพื้นที่ใหม่
แนวทางดังกล่าวจะช่วยให้โครงการมีความน่าเชื่อถือทางการเงิน และสามารถดึงดูดการลงทุนได้มากขึ้น
3. กระบวนการอนุญาต: ปัจจัยที่ส่งผลต่อเวลาและต้นทุน
ความซับซ้อนของระบบอนุญาต
ในประเทศไทย การพัฒนาโครงการพลังงานมักเกี่ยวข้องกับหลายหน่วยงาน และมีขั้นตอนที่ดำเนินการแบบลำดับ ซึ่งอาจใช้เวลาหลายปี สำหรับ geothermal ซึ่งมีต้นทุนสูง การล่าช้าดังกล่าวส่งผลโดยตรงต่อความคุ้มค่าของโครงการเป็นอย่างมาก
แนวทางการปรับปรุงจากต่างประเทศ
- การมีหน่วยงานหลักเพียงหน่วยงานเดียว (Single Lead Agency)
- การพิจารณาแบบขนาน (Parallel Review)
- การอนุญาตแบบเร่งรัดสำหรับกิจกรรมที่มีความเสี่ยงต่ำ
แนวทางสำหรับประเทศไทย
- ระบบ One-Stop Service สำหรับโครงการ geothermal
- การจัดทำฐานข้อมูลศักยภาพ geothermal ระดับประเทศ
การลดความไม่แน่นอนด้านกฎระเบียบจะช่วยเพิ่มความเชื่อมั่นของนักลงทุนและลดต้นทุนโครงการ
4. การใช้ประโยชน์จากอุตสาหกรรมเดิม: โอกาสในการลดต้นทุนและเร่งการพัฒนา
ความเชื่อมโยงกับอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ
Geothermal ใช้ความรู้และเทคโนโลยีที่คล้ายคลึงกับอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ เช่น
- การเจาะ
- การวิเคราะห์ชั้นหิน
- การจัดการแหล่งกักเก็บ (reservoir)
ดังนั้น ประเทศที่มีฐานอุตสาหกรรมด้านนี้สามารถพัฒนา geothermal ได้รวดเร็วขึ้น
ศักยภาพของประเทศไทย
ประเทศไทยมีบุคลากรและบริษัทที่มีประสบการณ์ด้าน
- วิศวกรรมธรณีและปิโตรเลียม
- วิศวกรรมการเจาะ
- การสำรวจธรณีวิทยา และ ธรณีฟิสิกส์
ซึ่งสามารถนำมาปรับใช้กับ geothermal ได้
แนวทางการพัฒนา
- การฝึกอบรมและปรับทักษะแรงงาน (upskill and reskilling)
- การสนับสนุนผู้ผลิตอุปกรณ์ภายในประเทศ
- การเชื่อมโยง geothermal กับอุตสาหกรรมอื่น เช่น พลังงานความเย็น และ พลังงานไฮโดรเจน
แนวทางนี้จะช่วยลดต้นทุนและสร้างระบบนิเวศอุตสาหกรรมในประเทศ
5. การยอมรับของสังคม: ปัจจัยกำหนดความสำเร็จในระยะยาว
จากการต่อต้านสู่การมีส่วนร่วม
โครงการพลังงานมักเผชิญกับความกังวลจากชุมชน เช่น ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและการใช้ที่ดิน อย่างไรก็ตาม ประสบการณ์จากต่างประเทศแสดงให้เห็นว่า หากชุมชนได้รับประโยชน์โดยตรง โครงการจะได้รับการสนับสนุนมากขึ้น
รูปแบบการมีส่วนร่วมที่มีประสิทธิภาพ
- การให้ชุมชนมีส่วนร่วมในความเป็นเจ้าของ (co-ownership)
- การสร้างมูลค่าเศรษฐกิจในพื้นที่ เช่น การใช้ความร้อนในภาคเกษตรหรือการท่องเที่ยว
- การเปิดเผยข้อมูลอย่างโปร่งใส
แนวทางสำหรับประเทศไทย
- การมีส่วนร่วมของชุมชนตั้งแต่ระยะเริ่มต้น
- การสร้างผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจในพื้นที่
- การสื่อสารข้อมูลอย่างต่อเนื่องและโปร่งใส
แนวทางดังกล่าวจะช่วยสร้างความเชื่อมั่นและลดความขัดแย้งในระยะยาว
กรณีศึกษาจริงจากต่างประเทศ (Real-World Case Studies)
เพื่อให้เห็นภาพเชิงเปรียบเทียบอย่างชัดเจน ตารางด้านล่างสรุปกรณีศึกษาจากประเทศต่าง ๆ ที่ประสบความสำเร็จในการพัฒนาโครงการ geothermal โดยเน้นการเปลี่ยนผ่านจาก “ความท้าทายและแรงต้านในระยะแรก” ไปสู่ “แนวทางแก้ไขและผลลัพธ์ที่ยั่งยืน” พร้อมทั้งสกัดเป็นบทเรียนสำคัญ (Key Insight) ที่สามารถนำไปปรับใช้ในบริบทของประเทศไทยได้
ตารางนี้ช่วยสะท้อนให้เห็นว่า แม้บริบทของแต่ละประเทศจะแตกต่างกัน แต่รูปแบบของปัญหาและแนวทางแก้ไขมีลักษณะร่วมกันอย่างมีนัยสำคัญ โดยเฉพาะในประเด็นของการมีส่วนร่วมของชุมชน ความโปร่งใส และการสร้างคุณค่าทางเศรษฐกิจในระดับท้องถิ่น
| กรณีศึกษา | ก่อนดำเนินโครงการ (ปัญหา) | หลังดำเนินโครงการ (แนวทาง & ผลลัพธ์) | บทเรียนสำคัญ |
| Waita Power Plant (ญี่ปุ่น) |
– ชุมชนกังวลผลกระทบ (สิ่งแวดล้อม, น้ำพุร้อน) – ไม่มีประโยชน์ทางเศรษฐกิจในพื้นที่ – ไม่ไว้วางใจผู้พัฒนา |
– จัดตั้งบริษัทที่ชุมชนมีส่วนร่วม (SPC) – ชุมชนร่วมตัดสินใจและถือหุ้น – ใช้พลังงานต่อยอดเศรษฐกิจ (เกษตร, ท่องเที่ยว) |
การมีส่วนร่วมในความเป็นเจ้าของ เปลี่ยนการต่อต้านเป็นความร่วมมือ |
| Baseload Power (ไต้หวัน) |
– การประท้วงและความไม่ไว้วางใจ – ความเข้าใจ geothermal ต่ำ – มองว่าเป็นโครงการจากคนนอก |
– ได้รับความยินยอมจากชนพื้นเมือง (Indigenous consent) – บูรณาการการบริหารร่วมกับชุมชน – สร้างความสัมพันธ์ระยะยาว |
การมีส่วนร่วมจริง สำคัญกว่าการโน้มน้าว |
| Cape Station (สหรัฐฯ – Fervo) |
– กังวลเรื่องน้ำและแรงสั่นสะเทือน – ความเข้าใจของชุมชนต่ำ – ไม่มีระบบความรับผิดชอบที่ชัดเจน |
– จัดทำข้อตกลงพัฒนา (37 commitments) – เปิดเผยข้อมูลและ monitoring – มีระบบมีส่วนร่วมของ stakeholder |
ข้อตกลงที่ชัดเจน สร้างความรับผิดชอบและความเชื่อมั่น |
| National Programme (ไอซ์แลนด์) |
– พึ่งพาน้ำมัน – ความไม่มั่นคงด้านพลังงาน – ใช้ geothermal ยังจำกัด |
– ใช้ geothermal heating ครอบคลุม ~90% – ลดค่าใช้จ่ายพลังงาน – เปิดเผยข้อมูลต่อสาธารณะ |
ประโยชน์ที่จับต้องได้ สร้างการยอมรับระยะยาว |
สรุป
การพัฒนา geothermal ในประเทศไทยไม่ใช่เพียงประเด็นทางเทคนิค แต่เป็นประเด็นเชิงระบบที่ต้องอาศัยการปรับปรุงในหลายด้านพร้อมกัน ได้แก่
- การลดความเสี่ยงการสำรวจ
- ความมั่นคงของรายได้
- การลดขั้นตอนอนุญาต
- การใช้ประโยชน์จากอุตสาหกรรมเดิม
- การสร้างการยอมรับของสังคม
หากประเทศไทยสามารถพัฒนาโครงสร้างสนับสนุนเหล่านี้ได้อย่างเหมาะสม พลังงานความร้อนใต้พิภพจะสามารถก้าวขึ้นมาเป็นแหล่งพลังงานที่มีบทบาทสำคัญ ทั้งในด้านความมั่นคงทางพลังงานและการลดการปล่อยคาร์บอนในระยะยาว
