การเปลี่ยนผ่านพลังงาน อาจจะไม่ใช่แค่สปีดเดิน แต่กำลังเริ่มวิ่ง ทุกอย่างกำลังปรับเปลี่ยนไปอย่างรวดเร็ว จนหน่วยงานรัฐอาจ “ตามคุม” ไม่ทัน อย่าง การผลิตไฟฟ้าของเอกชนเพื่อใช้เอง (Independent Power Supply : IPS) ที่กำลัง “กินระบบ” เพราะ IPS ไม่ต้องขออนุญาต แค่มาจดแจ้งกับ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และที่ผ่านมา…ไม่เคยมีกฎเกณฑ์คุม
IPS ข้อดีก็มีอยู่ แต่ข้อเสียก็มาก ข้อดี คือลดภาระสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ ส่งเสริมการพึ่งพาตัวเองด้านพลังงาน แต่ ข้อเสีย ก็คือ พอเอกชนมีการซื้อขายกันเองมากขึ้น ไม่ใช่ผลิตเองใช้เองตามคอนเซปต์ IPS ที่ภาครัฐตั้งไว้แต่แรก ทำให้การคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาพรวมยากขึ้น หรืออาจผิด ส่งผลให้การร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) ผิดไปด้วย และเมื่อหลุดไปซื้อขายกันเองมากเข้าๆ จำนวนคนใช้ไฟฟ้าในระบบน้อยลง ตัวหารน้อยลง กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่ยังพึ่งพาระบบใหญ่ก็รับกับภาระต้นทุนกันอ่วม
และหากปล่อยไปก็เหมือนเรากำลังเปิดตลาดเสรีกิจการไฟฟ้าให้เอกชนซื้อขายกันเอง ทั้งที่ระบบยังไม่ได้เปิด และกฎกติกายังไม่มีรองรับ อย่าลืมว่า กิจการไฟฟ้าของไทยเราเป็นรูปแบบ Enhanced Single Buyer Model (ESB) ที่แบ่งกันทำหน้าที่ คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผลิตเอง และรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) รวมถึงซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จากนั้นส่งไฟฟ้าผ่านระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) ให้ฝ่ายจำหน่าย คือ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ป้อนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่รับผิดชอบ ขณะเดียวกันสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่บางส่วน กฟผ.ก็จำหน่ายตรง (Direct Customer) เท่าที่ได้รับอนุญาต อย่างล่าสุดเพิ่งได้รับมติ กพช.ให้ กฟผ.ขายไฟฟ้าตรงเพิ่มเติมกับกลุ่ม Data Center ตั้งแต่ 200 เมกะวัตต์ขึ้นไป
ส่วน การซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) ที่มีปริมาณไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ รับซื้อโดย กฟน.และ กฟภ. ทั้ง SPP และ VSPP วัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมรายเล็กให้มีส่วนร่วมผลิตไฟฟ้า ส่งเสริมวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาเป็นพลังงาน ส่งเสริมพลังงานนอกรูปแบบ และลดการลงทุนของภาครัฐ ผลิตไฟฟ้าป้อนให้ลูกค้าที่อยู่ในบริเวณใกล้เคียง และขายเข้าระบบไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ จึงมีข้อมูลลิงก์กันกับการไฟฟ้าและอยู่ภายใต้การควบคุมของระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นคนละคอนเซปต์กับ IPS ที่ไม่มีการลิงก์ข้อมูลกับระบบใหญ่
ที่เห็นผลกระทบเป็นรูปธรรมมาหลายปีแล้ว ก็คือ IPS ทำให้ค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (พีค) เปลี่ยนเวลาไป จากเวลากลางวันเป็นกลางคืน เพราะส่วนใหญ่ IPS ผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์ตอนกลางวัน เพื่อลดค่าไฟฟ้า ส่งผลให้ความต้องการในระบบหายไปตอนกลางวันด้วย และจะกลับมาใช้ไฟฟ้าจากระบบปกติในเวลากลางคืน เพราะระบบโซลาร์ที่ติดไม่มีระบบกักเก็บพลังงาน (energy storage) สำหรับใช้ในเวลากลางคืน การใช้ไฟฟ้าในตอนกลางคืนก็เลยกระโดดกลายเป็นพีคขึ้น
จริง ๆ กระทรวงพลังงานเริ่มเห็นสัญญาณการขยายตัวของ IPS กันหลายปีมาแล้ว พูดกันหนัก ๆ เมื่อปี 2564-2565 บัดนี้มีการรายงานข้อมูลว่า IPS กินเข้าไป 8,000 เมกะวัตต์ และตัวเลขนี้จะเพิ่มขึ้นไปเรื่อย ๆ อย่างรวดเร็ว แล้วระยะยาว หากวันใดซื้อขายกันเองไม่มา ต้องหันมาพึ่งไฟฟ้าในระบบ และจะต้องเตรียมไฟฟ้าในระบบกันเท่าไหร่เพื่อรองรับความไม่แน่นอนจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มนี้? เป็นอีกโจทย์ยากของคนทำแผน PDP
ตอนนี้จึงต้อง ออกมาตรการมาคุม IPS กันแล้ว เริ่มปีหน้าเป็นต้นไป โดยมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 4/2568 เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2568 ที่ผ่านมาได้ออกกฎกติกามาวางกรอบ โดยได้จัดแบ่ง IPS ออกเป็น 3 กลุ่ม
IPS กลุ่มแรก เป็นกลุ่มที่รัฐพิจารณาอนุญาตได้ต่อเนื่องทันที ได้แก่ 1.โครงการผลิตไฟฟ้าใช้เอง (Self-Consumption) ทุกเชื้อเพลิงที่ประกอบกิจการในพื้นที่ผู้ใช้ไฟฟ้า (On-site) หรือผลิตเองใช้เองจริง ๆ ในพื้นที่เดียวกัน และ 2.โครงการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน (Private PPA) เฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) หมายถึงมีเอกชนมาติดตั้งระบบให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอีกเจ้า และใช้ในพื้นที่นั้น กลุ่มนี้เป็นไปตามคอนเซปต์ IPS ที่ให้ทำได้อยู่แล้ว
IPS กลุ่มสอง เป็นกลุ่มที่อยู่ระหว่างพิจารณาอนุญาต กำหนดให้พิจารณาอนุญาตเฉพาะกรณี ได้แก่ โครงการ Self-Consumption ทุกเชื้อเพลิงนอกพื้นที่ผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-site) และโครงการ Private PPA ทุกเชื้อเพลิงที่ไม่ใช่ Solar Rooftop (ทั้ง On-site และ Off-site) รวมถึงผู้รับใบอนุญาตรายเดิมที่ยื่นเปลี่ยนแปลงรายละเอียดต่าง ๆ เช่น ขอต่ออายุ, เปลี่ยนแปลงขนาดการผลิต หรือ โอน/ควบรวมกิจการในภายหลัง หรือเป็นโครงการได้รับอนุมัติ/อนุญาต/สิทธิจากรัฐ เช่น บีโอไอ ก่อนวันที่ 30 ธันวาคม 2568
IPS กลุ่มที่สาม โครงการที่สำนักงาน กกพ. ยังไม่ได้รับคำขออนุญาตให้ชะลอการรับคำขออนุญาตชั่วคราว ประกอบด้วย โครงการ Self-Consumption ทุกเชื้อเพลิงนอกพื้นที่ผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-site) และโครงการ Private PPA ทุกเชื้อเพลิงที่ไม่ใช่ Solar Rooftop (ทั้ง On-site และ Off-site) รวมถึงโครงการที่ยังไม่ได้รับอนุมัติ/อนุญาต และยังไม่ได้สิทธิจากรัฐ ก่อนวันที่ 30 ธันวาคม 2568 โดยให้ชะลอจนกว่าจะมีหลักเกณฑ์หรือนโยบายใหม่ที่ชัดเจน โดยมติกพช.ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และกฟผ.ร่วมกันวางหลักเกณฑ์กำกับดูแลกลุ่ม IPS หลังจากนี้
ในส่วนของ กกพ.กำลังกำหนดหลักเกณฑ์การอนุญาตสําหรับ IPS เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า เบื้องต้นคือ หากมีการผลิตและใช้เองในพื้นที่เดียวกันทำได้ หรือจ้างผู้ผลิตมาทำให้ ณ จุดใช้งานทำได้ หรือผลิตไฟฟ้าป้อนในพื้นที่เฉพาะที่อนุญาตให้ทำได้ ซึ่งอยู่ระหว่างการกำหนดพื้นที่
แต่หากซื้อขายไฟฟ้ากันข้ามห้วยข้ามดง ลากสายผ่านพื้นที่สาธารณะ หรือพื้นที่เอกชนรายอื่น ซื้อขายไฟฟ้าแบบ Peer-to-Peer Energy Trading เป็นต้น ยังไม่สามารถให้อนุญาตดําเนินการได้เป็นการทั่วไป ซึ่งกฎกติกาจะมีการออกมาตามลำดับ หลัง กกพ.เปิดรับฟังความเห็นไปเมื่อวันที่ 29 พฤษภาคม-10 มิถุนายน 2568
ในโลกของความเป็นจริง ตอนนี้รัฐสามารถออกกติกามาคุม IPS ได้ แต่แรงกดดันที่จะผลิตเองและซื้อขายไฟฟ้ากันเองอย่างเสรีจะมีมากขึ้นตามลำดับ ดังนั้นจะยึดระบบ ESB ให้อยู่ยาว โดยไม่ปรับเปลี่ยนใด ๆ อาจจะยากขึ้น กระทรวงพลังงานก็เห็นเทรนด์ เลยต้องเตรียมการศึกษาแนวทางการเปิดเสรีไว้ เพื่อดูทางเลือกและวิเคราะห์ผลดีผลเสีย และกฎระเบียบรองรับ มีข่าวว่า ใน 5 ปีอาจจะได้เห็นการเปิดเสรีกิจการไฟฟ้าเต็มรูปแบบในประเทศไทย
แต่ตอนนี้จะนำร่องการเปิดเสรีจากการเปิดให้เอกชนทําสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement : Direct PPA) เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือ ไฟฟ้าสีเขียว สําหรับกลุ่มบริษัท Data Center โดยผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่ บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA) จำนวน 2,000 เมกะวัตต์ ก่อนที่จะขยับขยายให้ทำในธุรกิจอื่น ๆ ต่อไป
นึกภาพอนาคตกิจการไฟฟ้าของไทยเมื่อมีเอกชนซื้อ-ขายกันเองมากขึ้น อนาคต กฟผ.จะผลิตไฟฟ้าเหลือเท่าไหร่ อยู่ตรงไหนของภาพรวม จะเป็นองค์กรแบบไหน และรับมืออย่างไร “นรินทร์ เผ่าวณิช” ผู้ว่าการ กฟผ.คนที่ 17 ที่เพิ่งรับตำแหน่งหมาด ๆ ถามกลับสื่อมวลชนในงานเปิดวิสัยทัศน์ในฐานะ ผู้ว่าฯกฟผ.คนใหม่ ว่า คิดว่าสัดส่วนการผลิตของ กฟผ.เท่าไหร่ จึงจะรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไว้ได้ ?
แม้ ผู้ว่าฯ กฟผ.จะมั่นใจว่า กฟผ.จะยังมีทำหน้าที่รักษาความมั่นคงต่อไป ยังไงก็ต้องมีคนมาดูแลความมั่นคงของระบบ วันใดเอกชนซื้อขายกันแล้ว ไฟฟ้าที่ซื้อขายกันไม่มีหรือไม่มา ก็ไม่พ้น กฟผ. แต่อย่างไรเสีย สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าเข้าระบบเกิน 50% ของ กฟผ.เป็นเพียงแค่ความฝัน ความจริงคือ จะอยู่กับสัดส่วนการผลิตไม่เกิน 30% ในระยะยาวอย่างไรสำคัญกว่า
เมื่อปลายทางต้องเปิดเสรีกิจการไฟฟ้าแน่ ๆ แล้ว กฟผ.พร้อมแค่ไหน? “นรินทร์” มองแง่บวกว่า เป็นโอกาสที่กฟผ.จะทำอะไรใหม่ ๆ และประสิทธิภาพต้องมา บริหารจัดการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ๆ ให้มีประสิทธิภาพ ยึดหยุ่น ส่วนโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ ก็จะยืดอายุโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำออกไป เช่น โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12 และ 13 ที่จะทำโครงการปรับปรุงใหญ่ (Refurbish) (ถ่านหินต้องอยู่ต่อวัตถุประสงค์เพื่อรักษาระดับต้นทุนค่าไฟฟ้า)
ส่วนโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ กฟผ.กำลังจะจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาว 10-15 ปี จำนวน 1 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดหาราคา LNG ต้นทุนต่ำ จากที่เริ่มนำเข้า LNG แบบสัญญาระยะสั้นมาตั้งแต่ปี 2566 ซึ่งธุรกิจ LNG ก็คงเป็นอีกธุรกิจที่ กฟผ.มองไว้จะต่อยอด และขอมีส่วนร่วมกับ Hub LNG ของไทย ตอนนี้ก็ได้ร่วมทุนกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ตั้งบริษัท พีอี แอลเอ็นจี จำกัด เพื่อดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง อีกเรื่องที่กฟผ.ขันอาสาหนักที่จะขอเป็นผู้พัฒนาโครงการแรกของไทย คือ นิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ซึ่งเอกชนรายอื่นก็อยากทำด้วย
อย่างไรก็ตาม ไม่ว่าจะเป็นผู้รักษาความมั่นคง จะไปทำโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีใหม่ หรือจะหันไปค้าเชื้อเพลิงก็ตาม สำคัญที่สุดสำหรับการอยู่รอดในกิจการพลังงานในอนาคต คือ “ความยึดหยุ่นต่อสถานการณ์ และประสิทธิภาพเท่านั้น”
…………………………………
คอลัมน์ : เข็มทิศพลังงาน
โดย…“ศรัญญา ทองทับ”
สนับสนุนโดย…บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน)
