เติมไฮโดรเจนให้ก๊าซธรรมชาติ เปลี่ยนเกมผลิตไฟฟ้า สู่ Net Zero

เมื่อโลกกำลังเร่งเดินหน้าลดการปล่อยคาร์บอน แต่ความต้องการใช้ไฟฟ้ากลับเพิ่มสูงขึ้นจากการขยายตัวของเศรษฐกิจและเทคโนโลยี คำถามสำคัญจึงไม่ใช่เพียง “เราจะใช้พลังงานสะอาดได้มากแค่ไหน” แต่คือ “เราจะเปลี่ยนผ่านจากพลังงานเดิมไปสู่พลังงานสะอาดได้อย่างไร โดยไม่กระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ”

     ปัจจุบันประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าสูงถึง 50-60% เพื่อรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า (Base Load) การตัดขาดจากก๊าซธรรมชาติเพื่อไปใช้พลังงานหมุนเวียน 100% จึงเป็นเรื่องยาก เพราะยังมีข้อจำกัดทั้งเรื่องความเสถียรและความพร้อมของระบบโครงข่ายไฟฟ้า

     การนำ“ไฮโดรเจน” มาผสมกับ “ก๊าซธรรมชาติ” เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า หรือ Hydrogen Co-firing จึงกลายเป็นทางเลือกที่น่าสนใจ โดยค่อย ๆ เพิ่มสัดส่วนไฮโดรเจนและลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลงตามความพร้อมของเทคโนโลยีและต้นทุน

     ไฮโดรเจนช่วยลดคาร์บอนได้อย่างไร?

     ไฮโดรเจน (H₂) เป็นก๊าซที่ไม่มีสี ไม่มีกลิ่น มีค่าความร้อน (Thermal Value) สูงกว่าน้ำมันเตาและก๊าซธรรมชาติ และไม่มีคาร์บอนเป็นองค์ประกอบ เมื่อเกิดการเผาไหม้จึงไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO₂) ดังนั้นเมื่อนำไฮโดรเจนมาผสมกับก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจึงสามารถลดการปล่อย CO₂ ได้ตามสัดส่วนของเชื้อเพลิงที่เปลี่ยนไป ไฮโดรเจนจึงถูกมองว่าเป็นหนึ่งในเทคโนโลยีสำคัญสำหรับการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด

     อย่างไรก็ตาม ไฮโดรเจนยังมีข้อจำกัดด้านราคาที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติมาก หากเร่งใช้ทันทีอาจกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า รวมถึงปริมาณการจัดหาไฮโดรเจนและระบบโครงสร้างพื้นฐานปัจจุบันยังไม่เพียงพอต่อการใช้งาน

T-Point 2 ของ Takasago Hydrogen Park

     จากห้องทดลองสู่เชิงพาณิชย์

     ทาคาซาโงะ ไฮโดรเจน พาร์ค (Takasago Hydrogen Park) ของบริษัท มิตซูบิชิ เฮฟวี่ อินดัสตรี่ส์ จำกัด (Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. หรือ MHI) ตั้งอยู่ที่จังหวัดเฮียวโงะ ประเทศญี่ปุ่น ถือเป็นศูนย์ทดสอบเทคโนโลยีไฮโดรเจนครบวงจรแห่งแรกของโลก ตั้งแต่กระบวนการผลิตไฮโดรเจน การจัดเก็บไฮโดรเจน และการนำไฮโดรเจนไปผลิตไฟฟ้า

     MHI ได้พัฒนาเทคโนโลยีห้องเผาไหม้ขั้นสูงที่ช่วยให้สามารถเผาไหม้ไฮโดรเจนร่วมกับก๊าซธรรมชาติ โดยยังคงรักษาการเผาไหม้ที่เสถียรและปล่อย ก๊าซไนโตรเจนออกไซด์ (NO_x) ในระดับต่ำ และในปี 2566 MHI ประสบความสำเร็จในการสาธิตการเผาไหม้ไฮโดรเจนร่วมกับก๊าซธรรมชาติในสัดส่วน 30% เป็นครั้งแรกของโลก โดยใช้กังหันก๊าซ JAC (J-Series Air-Cooled) จำนวน 5 เครื่อง ที่ T-Point 2 ซึ่งเป็นโรงงานทดสอบระบบกังหันก๊าซ (GTCC) ขนาด 566 เมกะวัตต์ที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้า ณ ทาคาซาโงะ ไฮโดรเจน พาร์ค ส่งผลให้ลดการปล่อย CO₂ ลง 10%

เครื่องกังหันก๊าซภายใน T-Point 2

     ต่อมาในปี 2567 – 2568 ทาง MHI ดำเนินการทดสอบการเผาไหม้ด้วยไฮโดรเจน 100% ในกังหันก๊าซขนาดกลางรุ่น H-25 (ขนาด 40 เมกะวัตต์) เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการผลิตเชิงพาณิชย์ โดยตั้งเป้าให้กังหันก๊าซขนาดใหญ่รองรับไฮโดรเจน 100% ได้หลังจากปี 2573

     ไทยไม่ตกขบวน เดินหน้าศึกษาไฮโดรเจน

     กระทรวงพลังงานวางไฮโดรเจนเป็นหนึ่งในเทคโนโลยีพลังงานอนาคต โดยคาดว่าจะเข้ามามีบทบาทในระบบไฟฟ้าของไทยหลังปี 2583 เนื่องจากยังมีข้อจำกัดด้านต้นทุนและความพร้อมเชิงพาณิชย์

     อย่างไรก็ตาม ที่ผ่านมาการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เดินหน้าศึกษาความเป็นไปได้ในการผสมไฮโดรเจนร้อยละ 5 กับก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า กฟผ. จำนวน 6 แห่ง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ โรงไฟฟ้าพระนครใต้ โรงไฟฟ้าวังน้อย โรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าน้ำพอง และโรงไฟฟ้าจะนะ เพื่อเตรียมความพร้อมและรอความชัดเจนด้านนโยบายของแผนพีดีพีฉบับใหม่

     ทั้งนี้ความสำเร็จของประเทศญี่ปุ่นในการนำไฮโดรเจนมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ แม้ยังมีสัดส่วนไม่มาก แต่ก็แสดงให้เห็นถึงความเป็นไปได้ในการดัดแปลงโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่เดิม โดยไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ช่วยประหยัดงบลงทุนมหาศาล สะท้อนการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาดโดยนำพลังงานหลายรูปแบบระหว่างก๊าซธรรมชาติ พลังงานหมุนเวียน และไฮโดรเจนมาเสริมกัน เพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีทั้งความมั่นคง ความยืดหยุ่น และลดการปล่อยคาร์บอน