ต่อจากพาร์ท 1 แม้ EGS จะถูกมองว่าเป็นเทคโนโลยีพลังงานแห่งอนาคต แต่สิ่งที่น่าสนใจคือ เทคโนโลยีจำนวนมากที่ทำให้ EGS มีความเป็นไปได้ในปัจจุบัน ไม่ได้ถูกคิดค้นขึ้นใหม่ทั้งหมด หากแต่เป็นการนำองค์ความรู้และประสบการณ์จากอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ (Oil & Gas) มาประยุกต์ใช้กับการพัฒนาแหล่งพลังงานความร้อนใต้พิภพ
ความก้าวหน้าของ EGS ในช่วงปี 2025–2026 ได้รับการสนับสนุนจากเทคโนโลยีสำคัญหลายด้าน ได้แก่
- การเจาะแนวนอน (Horizontal Drilling)
- เทคนิคการบริหารจัดการแหล่งกักเก็บ (Reservoir Management)
- การเพิ่มประสิทธิภาพการเจาะด้วย AI (AI-assisted Drilling Optimization)
- ระบบควบคุมอุปกรณ์ใต้หลุมเจาะแบบอัตโนมัติ (Autonomous Downhole Control Systems)
เทคโนโลยีเหล่านี้ล้วนเป็นสิ่งที่ผ่านการใช้งานจริงในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซมาแล้ว และกำลังถูกนำมาปรับใช้เพื่อลดต้นทุน เพิ่มประสิทธิภาพ และลดความเสี่ยงของโครงการ EGS
เมื่อบริษัทน้ำมันรายใหญ่เริ่มเข้าสู่ตลาด EGS
อีกหนึ่งประเด็นที่รายงานสะท้อนคือ การที่บริษัทผู้ให้บริการด้านน้ำมันและก๊าซระดับโลกเริ่มเข้ามามีบทบาทในอุตสาหกรรมพลังงานความร้อนใต้พิภพมากขึ้น
| องค์กร | บทบาท |
| Baker Hughes | มีส่วนร่วมในการพัฒนาโครงการพลังงานความร้อนใต้พิภพ |
| Halliburton | ขยายธุรกิจเข้าสู่ตลาด Geothermal |
| SLB | รายงานว่าสามารถลดต้นทุนการเจาะในโครงการพลังงานความร้อนใต้พิภพในเอเชียได้ประมาณ 30% ผ่านการใช้ AI เพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงาน |
| CTR | ร่วมมือกับ Baker Hughes ในโครงการขนาด 500 MW |
| GA Drilling | พัฒนาเทคโนโลยีการเจาะอัตโนมัติสำหรับการเข้าถึงแหล่งหินร้อนลึก |
การขยายตลาดของ EGS ยังขึ้นอยู่กับ “ต้นทุนการเจาะ”
แม้จะมีความก้าวหน้าทางเทคโนโลยี แต่การพัฒนาโครงการ EGS เชิงพาณิชย์ในปัจจุบันยังคงกระจุกตัวอยู่ในพื้นที่ทางตะวันตกของสหรัฐอเมริกา ซึ่งมีสภาพธรณีวิทยาที่เหมาะสมและสามารถเข้าถึงแหล่งความร้อนได้ง่ายกว่า
อย่างไรก็ตาม หากต้องการขยายเทคโนโลยีไปยังพื้นที่อื่น สิ่งที่ต้องได้รับการแก้ไขก่อนคือ ต้นทุนการเจาะหลุมลึก ตัวอย่างบางพื้นที่ทางตะวันออกของสหรัฐอเมริกา ซึ่งจำเป็นต้องเจาะลึกมากกว่า 4,000 เมตร ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (LCOE) ของ EGS อาจสูงถึง 200–350 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (US$/MWh) ซึ่งยังไม่สามารถแข่งขันกับแหล่งผลิตไฟฟ้าประเภทอื่นได้
Diagram Compares Conventional vs. Advanced Geothermal Drilling (Source: Mongabay)
แม้การลงทุนเพิ่มขึ้น แต่ “การเจาะหลุม” ยังเป็นช่วงที่มีความเสี่ยงสูงที่สุด
ความเสี่ยงของโครงการพลังงานความร้อนใต้พิภพไม่ได้กระจายตัวเท่า ๆ กันในทุกช่วงของการพัฒนา ในทางกลับกัน ความเสี่ยงส่วนใหญ่กลับกระจุกตัวอยู่ในช่วงการสำรวจและการเจาะหลุม (Exploration & Drilling)
สาเหตุสำคัญประกอบด้วย
- ต้องใช้เงินลงทุนก้อนใหญ่ตั้งแต่เริ่มต้น
- ยังไม่สามารถยืนยันทรัพยากรใต้ดินได้
- ยังไม่มีรายได้จากการผลิตไฟฟ้า
เมื่อสามารถเจาะหลุมผลิตได้สำเร็จและยืนยันศักยภาพของแหล่งความร้อนได้แล้ว ความเสี่ยงของโครงการจะลดลงอย่างมีนัยสำคัญ และเข้าสู่ช่วงของการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการเดินเครื่องเชิงพาณิชย์
ด้วยเหตุนี้ เงินสนับสนุนจากภาครัฐและนักลงทุนจำนวนมากมุ่งเน้นไปที่การลดความเสี่ยงของการเจาะ มากกว่าการสนับสนุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในระยะปลายของโครงการ
แล้วมุมมองต่อ EGS เปลี่ยนไปอย่างไรในช่วงปี 2021–2026?
เมื่อเปรียบเทียบพัฒนาการของอุตสาหกรรม EGS ระหว่างช่วง 2021–2024 กับ 2025–2026 ผ่านกรอบการวิเคราะห์ SWOT ซึ่งสะท้อนให้เห็นว่า แม้ความท้าทายหลายด้านยังคงอยู่ แต่บางประเด็นเริ่มมีพัฒนาการที่ชัดเจนขึ้น
- จุดแข็ง (Strengths) ยังคงเป็นความสามารถในการผลิตไฟฟ้าได้ต่อเนื่องตลอด 24 ชั่วโมง ใช้พื้นที่ติดตั้งไม่มาก และมีศักยภาพของทรัพยากรในระดับสูง ขณะที่ในช่วงปี 2025–2026 มองว่าการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัทขนาดใหญ่ เช่น Google เป็นตัวอย่างที่ช่วยยืนยันว่า คุณสมบัติเหล่านี้สามารถสร้างมูลค่าในเชิงพาณิชย์ได้จริง
- จุดอ่อน (Weaknesses) ต้นทุนการเจาะยังคงเป็นข้อจำกัดหลักของอุตสาหกรรม แม้ว่าผลการดำเนินงานของบางโครงการจะเริ่มแสดงให้เห็นว่าการเรียนรู้จากการปฏิบัติงานจริงสามารถช่วยลดระยะเวลาการเจาะและต้นทุนได้
- โอกาส (Opportunities) การถ่ายทอดเทคโนโลยีจากอุตสาหกรรม Shale Oil & Gas การเข้ามาของบริษัทผู้ให้บริการด้านน้ำมันรายใหญ่ รวมถึงมาตรการสนับสนุนจากภาครัฐ เช่น Inflation Reduction Act (IRA) ของสหรัฐอเมริกา ซึ่งล้วนเป็นปัจจัยที่เอื้อต่อการพัฒนาโครงการเชิงพาณิชย์
- ความท้าทาย (Threats) ที่ยังคงต้องติดตาม ได้แก่ กระบวนการอนุญาตที่ใช้เวลานาน ข้อจำกัดด้านห่วงโซ่อุปทาน การแข่งขันจากต้นทุนที่ลดลงของพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และระบบกักเก็บพลังงาน รวมถึงประเด็นด้านการเกิดแผ่นดินไหวจากการพัฒนาโครงการ
| SWOT | ปี 2021–2024 | ปี 2025–2026 | สิ่งที่เปลี่ยนแปลง |
| จุดแข็ง (Strengths) | สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่องตลอด 24 ชั่วโมง (Firm Baseload Power) ใช้พื้นที่ติดตั้งน้อย และมีศักยภาพของทรัพยากรในระดับสูง | เริ่มแสดงให้เห็นความสามารถในการจ่ายไฟฟ้าอย่างต่อเนื่องให้กับลูกค้ารายใหญ่ด้านเทคโนโลยี เช่น Google ทำให้พลังงานฐาน (Baseload) ได้รับความสำคัญมากขึ้นต่อเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า | ศักยภาพของ EGS ในฐานะแหล่งผลิตไฟฟ้าฐานที่เชื่อถือได้ ได้รับการยืนยันในเชิงพาณิชย์ผ่านการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับองค์กรขนาดใหญ่ สะท้อนให้เห็นถึงคุณค่าทางการตลาดของเทคโนโลยี |
| จุดอ่อน (Weaknesses) | ใช้เงินลงทุนเริ่มต้น (CAPEX) สูงมาก โดยต้นทุนการเจาะคิดเป็นมากกว่าครึ่งหนึ่งของต้นทุนโครงการทั้งหมด มีความเสี่ยงด้านการสำรวจสูง และใช้ระยะเวลาพัฒนาโครงการยาวนาน | ต้นทุนการเจาะยังคงเป็นต้นทุนหลักของโครงการ แต่บริษัทอย่าง Fervo Energy แสดงให้เห็นว่าสามารถลดต้นทุนการเจาะได้ประมาณ 50% และลดระยะเวลาการเจาะได้ถึง 70% ผ่านการพัฒนาและเรียนรู้จากการดำเนินงานจริง | แม้ต้นทุนการเจาะยังคงเป็นข้อจำกัดสำคัญ แต่เริ่มเห็นแนวทางที่ชัดเจนในการลดต้นทุนผ่านการพัฒนาเทคโนโลยีและการเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงานในระดับเชิงพาณิชย์ |
| โอกาส (Opportunities) | นำเทคโนโลยีการเจาะจากอุตสาหกรรม Shale Oil & Gas มาประยุกต์ใช้ และได้รับแรงสนับสนุนจากนโยบายภาครัฐ เช่น Inflation Reduction Act (IRA) | บริษัทผู้ให้บริการด้านน้ำมันและก๊าซรายใหญ่ เช่น SLB และ Baker Hughes เริ่มเข้ามาร่วมพัฒนาโครงการ EGS ขณะที่มาตรการ Investment Tax Credit (ITC) 30% ภายใต้ IRA เป็นแรงสนับสนุนทางการเงินที่สำคัญ | โอกาสของ EGS เปลี่ยนจากแนวคิดในเชิงทฤษฎีไปสู่การใช้งานจริง โดยบริษัทชั้นนำในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซกลายเป็นส่วนหนึ่งของห่วงโซ่อุปทาน และโครงการเริ่มสามารถระดมทุนโดยอาศัยมาตรการสนับสนุนจากภาครัฐ |
| ความท้าทาย (Threats) | กระบวนการอนุญาตใช้เวลานานและมีความไม่แน่นอน ต้องแข่งขันกับต้นทุนที่ลดลงของพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และระบบกักเก็บพลังงาน รวมถึงข้อกังวลด้านแผ่นดินไหวที่อาจเกิดจากการพัฒนาโครงการ | กระบวนการอนุญาตยังคงเป็นคอขวดสำคัญ โดยอาจใช้เวลาหลายปี อีกทั้งเริ่มเผชิญข้อจำกัดด้านห่วงโซ่อุปทานสำหรับอุปกรณ์ที่ต้องใช้ในสภาวะอุณหภูมิสูง เมื่ออุตสาหกรรมเริ่มขยายตัว | แม้ความเสี่ยงด้านเทคโนโลยีจะลดลง แต่ความท้าทายด้านกฎระเบียบ การจัดหาอุปกรณ์ และการขยายกำลังการผลิตในระดับกิกะวัตต์ กลับมีความสำคัญมากขึ้นเมื่ออุตสาหกรรมก้าวจากโครงการนำร่องสู่การพัฒนาเชิงพาณิชย์ขนาดใหญ่ |
สิ่งที่อุตสาหกรรมกำลังจับตาต่อจากนี้
ตัวชี้วัดสำคัญที่สุดของการเติบโตของ EGS ในระยะต่อไป ไม่ใช่เพียงจำนวนโครงการที่เพิ่มขึ้น แต่คือ ความสามารถในการลดต้นทุนการเจาะได้อย่างต่อเนื่องและทำซ้ำได้ (Repeatable Cost Reduction)
หากในโครงการถัดไปสามารถลดระยะเวลาการเจาะลงได้อีก 20–30% จะเป็นหลักฐานสำคัญว่าการลดต้นทุนไม่ได้เกิดขึ้นเฉพาะกับบางโครงการ แต่เป็นผลจากการพัฒนาประสิทธิภาพของอุตสาหกรรมโดยรวม นอกจากนี้ ราคาของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ในอนาคตจะเป็นอีกหนึ่งตัวชี้วัดสำคัญของความสามารถในการแข่งขันของ EGS
ในระยะยาว มีแนวโน้มว่า หากประสิทธิภาพการเจาะยังคงพัฒนาอย่างต่อเนื่อง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (LCOE) ของ EGS อาจลดลงต่ำกว่า 70 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (US$/MWh) อย่างไรก็ตาม ตัวเลขดังกล่าวเป็น การคาดการณ์ในอนาคต ไม่ใช่ผลลัพธ์ที่เกิดขึ้นแล้วในปัจจุบัน
Geothermal LCOE Drops With Depth and Innovation (Source: LinkedIn)
Source:
Eren, E. (2026). Enhanced geothermal drilling costs, $421 M Fervo financing, 115 MW Google PPA, and 5 key projects (2025 to 2026). EnkiAI. https://enkiai.com/geothermal/fervo-energy-enhanced-drilling-costs/
