แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่ อยู่ระหว่างถกกันอย่างเข้มข้นในคณะทำงานทั้ง 3 คณะที่ประชุมคู่ขนานกันไป ทั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผน ที่มี “ทศพร ศิริสัมพันธ์” เป็นประธาน กับ คณะทำงานจัดทำความต้องการใช้ไฟฟ้า และ คณะทำงานจัดหาไฟฟ้าเข้าระบบ
กระชับกันอีกครั้งถึง PDP ฉบับใหม่ ที่นักลงทุนและภาคส่วนต่าง ๆ เฝ้ารอ มีอะไรในแผนบ้าง แน่นอนแล้วว่า แผนนี้จะเป็นแผนยาวปี 2568-2593 กินระยะ 25 ปีสอดคล้องกับที่ไทยประกาศเป้าหมายเป็น Net Zero ภายในปี 2050 หรือ ปี 2593
ร่าง PDP ฉบับนี้พิเศษกว่าฉบับก่อน ๆ ตรงที่ปัจจัยต่าง ๆ ที่มากระทบเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว ทั้งภาวะเศรษฐกิจที่ผันผวน ราคาเชื้อเพลิงผันผวน การพัฒนาเทคโนโลยีเร็วกว่าที่คาดการณ์ ขณะเดียวกันภูมิรัฐศาสตร์ก็มาส่งผลกระทบไปเสียทุกอย่าง รวมถึงภาวะโลกร้อนที่รุนแรง
อย่างไรก็ตาม เมื่อเราต้องปฏิบัติตามกรอบความตกลง Net Zero ภายในปี 2050 ทำให้ต้องอัดพลังงานหมุนเวียนเข้าระบบ และต้องกำหนดไว้ใน PDP ชัดเจนให้ทั่วโลกเห็นเป็นรูปธรรม มาถึงตรงนี้แล้วไทยอาจต้องมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมากกว่า 51%
เราจะผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่าไหร่แน่ โรงไฟฟ้าฟอสซิลเหลือเท่าไหร่ ใครจะเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าป้อนระบบบ้าง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และเอกชนจะมีสัดส่วนการผลิตเท่าไหร่ จึงจะเหมาะสม ตอบโจทย์ทั้งความมั่นคง และค่าไฟฟ้า
ตอนนี้คณะทำงานกำลังตกผลึกข้อมูลร่วมกันในหลาย ๆ เรื่องเพื่อหาคำตอบ สำหรับตัวเลขที่นำมาวางกันแล้วก่อนจะไปเรื่องอื่นต่อ คือ การเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ หรือจีดีพีเฉลี่ยตลอด 25 ปี โดยสภาพัฒน์ได้ส่งตัวเลขมาแล้วอยู่ราวๆ 2.6-2.7% แต่จะมีการทบทวนเป็นระยะเพื่อให้ผิดพลาดน้อยที่สุด
และตามมาด้วยการหาข้อสรุปความต้องการใช้ไฟฟ้าตลอด 25 ปี และกำลังผลิตรองรับภายใต้เงื่อนไขว่าสำรองไฟฟ้าต้องเหมาะสมไม่สูงเกินไป ซึ่งได้ปรับรูปแบบการคำนวณอัตราการสำรองไฟฟ้า เป็นการใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ไม่เกิน 0.7 วัน/ปี (16 ชั่วโมง/ปี) แต่ตัวเลข LOLE ที่เคยพูดกันมา ก็อาจต้องมีการทบทวนใหม่เช่นกัน
ส่วนข้อมูลสำคัญที่ต้องใช้เวลาหาข้อสรุปและน่าติดตามก็มี 3 เรื่องด้วยกัน คือ สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงจะเป็นเท่าไหร่ โดยคณะทำงานได้มอบให้ กฟผ.ทำตัวเลขทำแผน จะผลิตไฟฟ้าจากฟอสซิลเท่าไหร่ และพลังงานหมุนเวียนเท่าไร่ จากปัจจุบันการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลของ กฟผ.อยู่ที่ประมาณ 27% อนาคตสัดส่วนนี้ควรเพิ่มขึ้นหรือไม่อยู่ที่พลังงัด
ประเด็นน่าจะอยู่ที่โรงไฟฟ้าใหม่ที่จะป้อนภาคใต้ ซึ่งความต้องการเพิ่มขึ้นจากภาคการท่องเที่ยว สุดท้ายใครจะเป็นคนทำระหว่าง กฟผ.และเอกชน ซึ่งเรื่องนี้มีการยื้อยุดกันมานาน โดย กฟผ.เสนอทำโรงไฟฟ้าก๊าซฯ ที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี แต่ต้องลงทุนวางท่อก๊าซฯ ขณะที่เอกชนทุนใหญ่ก็ต้องการทำเหมือนกัน โดยเสนอทำที่ราชบุรี และใช้วิธีส่งทางไกล ดึงลงไปป้อนภาคใต้
ซึ่ง 2 ทางเลือกนี้ต่างมีข้อดีและข้อเสีย การทำที่สุราษฎร์ธานีดีตรงเป็นการผลิตในพื้นที่ใช้งาน มีความมั่นคงและลดการสูญเสียจากการส่งไฟฟ้า แต่ต้องลงทุนวางท่อก๊าซฯ ใหม่ ขณะที่เอกชนมีพื้นที่อยู่แล้วที่ราชบุรี และมีท่อก๊าซฯ รองรับแล้ว แต่เป็นการส่งระยะไกลมีการสูญเสียมากกว่า แต่บรรทัดสุดท้ายของเรื่องนี้ คือ “ใครทำได้ถูกกว่า” และ “ใครเคาะ”
แม้นว่า กฟผ.อาจไม่มีพลังงัดพอ ไม่สามารถเพิ่มสัดส่วนการผลิตโรงไฟฟ้าฟอสซิลได้มากเท่าที่ควร แต่ก็ให้กฟผ.ได้ใจชื้นว่ายังมีภารกิจทำเรื่องพลังงานหมุนเวียนด้วย ซึ่งหลัก ๆ ที่กฟผ.จะทำ คือ โซลาร์เซลล์ลอยน้ำ (Floating Solar) ตามเขื่อนต่าง ๆ ของ กฟผ. ซึ่งตอนนี้อยู่ระหว่างการประเมินตัวเลขให้ชัดว่า ทำได้เท่าไหร่ (อาจไม่ถึง 10,000 เมกะวัตต์ที่เคยมีการประเมินไว้ เพราะบางเขื่อนอาจทำไม่ได้ ติดกฎระเบียบของหน่วยงานอื่น)
ตัวเลขการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ.จะเพิ่มได้จากพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) อีกส่วนหนึ่ง ซึ่ง กฟผ.ต้องเป็นผู้นำร่องดำเนินการ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ให้ กฟผ.เสนอพื้นที่และแผนว่าสามารถนำเข้าระบบเร็วขึ้น และมากกว่า 600 เมกะวัตต์ได้หรือไม่ เพื่อตอบโจทย์ Net Zero 2050 เรื่องนี้เอกชนตามติดกันตาไม่กระพริบ เพราะหาก กฟผ.ทำแล้วไปรอด เอกชนก็จะขอกระโดดมาร่วมวงทำ SMR ด้วย เพื่อป้อนให้กับภาคอุตสาหกรรม
นอกจากสัดส่วน กฟผ.จะเป็นเท่าไหร่แล้ว คณะทำงานยังอยู่ระหว่างการหาตัวเลขชัด ๆ ใน 2 ส่วนสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าของเอกชนเพื่อใช้เอง (Independent Power Supply : IPS) และความต้องการไฟฟ้าของกลุ่ม Data Center
สำหรับ IPS น่าจะมีมากกว่า 8,000 เมกะวัตต์ ซึ่งส่วนใหญ่เป็นโซลาร์รูฟท็อป ผลิตไฟฟ้าในเวลากลางวัน ส่วนตอนกลางคืนจะกลับมาใช้ไฟฟ้าจากระบบประมาณ 20-30% แต่ได้มีการควบคุมไม่ให้ขยายไปมากกว่านี้ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เนื่องจาก IPS ทำผิดวัตถุประสงค์ที่ให้ผลิตไฟฟ้าใช้เองภายในกิจการ เช่น โซลาร์รูฟท็อปติดตั้งบนหลังคาโรงงานและจ่ายไฟฟ้าเข้าโรงงานตนเองเท่านั้น แต่ขณะนี้มีการซื้อขายไฟฟ้ากันอย่างคึกคักและกินบริเวณกว้าง โดยลากสายไฟฟ้าข้ามพื้นที่สาธารณะ เพื่อจ่ายไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ในอีกพื้นที่ขัดกับระบบผลิตไฟฟ้าของไทยที่เป็น Enhanced Single Buyer Model (ESB) ที่ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) มีอำนาจหน้าที่จ่ายไฟฟ้าให้กับผู้ประกอบการรายย่อยและประชาชน ซึ่งขณะนี้กำลังมีการทบทวนกฎเกณฑ์ใหม่เพื่อปิดช่องว่าง พร้อมให้หน่วยงานควบคุมกำกับดูแลอย่างทั่วถึงมากขึ้น
ในส่วนความต้องการใช้ไฟฟ้าของ กลุ่ม Data Center ยังอยู่ระหว่างเคลียร์ตัวเลขกับสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน หรือบีโอไอ ว่ามีเอกชนเข้ามาลงทุน Data Center ในไทยเท่าไหร่กันแน่ เบื้องต้นคาดว่าจะมีประมาณ 4,000-5,000 เมกะวัตต์ โดยหากจะมาลงทุนจริงให้ประสานงานกับ กฟภ.ก่อนว่าสายส่งไฟฟ้ารองรับได้หรือไม่ก่อนไปดำเนินการขอบีโอไอ
แรกเริ่มเดิมทีกลุ่ม Data Center ต้องการไฟฟ้าสีเขียวแต่ตอนนี้ต้องการไฟฟ้าที่มั่นคงมากกว่า ตอนนี้ก็เลยต้องให้กฟผ.มาจ่ายไฟฟ้าให้กลุ่มนี้ด้วย โดยแก้ไขกฎหมายเพิ่มกลุ่มผู้ใช้พลังงานไฟฟ้าประเภท Data Center ตั้งแต่ 200 เมกะวัตต์ขึ้นไปให้สามารถเป็นลูกค้าตรง (Direct Customer) ของ กฟผ.ได้ (เฉพาะลูกค้าที่ต้องการแรงดันสูง เพื่อไม่ให้ทับซ้อนกับภารกิจของ กฟภ.)
ก็มีการคำถามดัง ๆ อยู่เหมือนกันว่า การเข้ามาลงทุนของ Data Center ประเทศไทยได้ประโยชน์จากการลงทุนกลุ่มนี้จริงหรือไม่ เพราะทั้งเทคโนโลยีและบุคลากรส่งมาจากบริษัทแม่ต่างประเทศ ขณะที่ไทยต้องลงทุนมหาศาลเพื่อจัดหาไฟฟ้าที่มั่นคงมารองรับ ซึ่งการที่ Data Center กระจุกตัวลงทุนในพื้นที่ EEC ส่งผลให้ไทยโดยกฟผ.ต้องควักเงินลงทุนปรับปรุงระบบสายส่งรองรับถึง 3,000 ล้านบาทสำหรับการลงทุน 4,000-5,000 เมกะวัตต์ที่จะเข้ามาถึงปี 2573 จากนั้นจะมีการพิจารณากันอีกครั้งว่าต้องลงทุนเพิ่มอีกหรือไม่ แน่ ๆ มีแนวคิดว่า ควรมีการกำหนดเพดานการลงทุนของ Data Center เพื่อไม่ให้เกิดภาระมากเกินไปกับประเทศ
ทางด้านการจัดหาแหล่งผลิตไฟฟ้ามารองรับความต้องการตามแผน PDP ตอนนี้คณะทำงานกำลังอัปเดตต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในแต่ละเชื้อเพลิง ทั้งฟอสซิล และพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้สามารถเลือกผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำจริง ๆ ทำให้ค่าไฟฟ้าของประเทศไม่สูงเกินไป ซึ่งการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มาเข้าระบบมากขึ้นนั้น กำลังต้องทบทวนกันว่าต้นทุนต่ำลงจริงหรือไม่
แต่ที่ต้องตั้งคำถามก็คือ เมื่อเราต้องผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเข้าระบบมากขึ้น แต่ไฟฟ้าไม่มั่นคงผลิตไม่ได้ 24 ชั่วโมง 7 วัน เพราะเหตุใดจึงไม่กำหนดจริงจังให้โรงไฟฟ้าเอกชนที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบต้องมี BESS (Battery Energy Storage System) หรือระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ด้วย เรียกง่าย ๆ ว่าต้องมีแบตเตอรี่สำรอง (Power Bank) เพื่อให้สามารถพร้อมจ่ายได้ตลอด 24 ชั่วโมง ลดความผันผวนของกระแสไฟฟ้าที่ได้จากพลังงานหมุนเวียน แน่นอนว่าเหตุผลเดียวของเอกชน คือ อะไรที่ยุ่งยากเป็นภาระเพิ่มต้นทุนไม่ทำ
สุดท้ายก็เลยตกมาให้ กฟผ.ทำ เรียกง่าย ๆ ว่า เอกชนโยกต้นทุนมาให้รัฐ ซึ่งตอนนี้ กฟผ.กำลังนำร่องติดตั้งระบบ BESS ตามสถานีไฟฟ้าแรงสูงต่าง ๆ ซึ่งตั้งอยู่ในพื้นที่ที่มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจำนวนมาก เป็นการนำ BESS ไปติดตั้งเชื่อมต่อกับระบบส่งไฟฟ้า (Grid Scale) เพื่อรองรับความผันผวนของพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ ซึ่งตอนนี้ทำนำร่องแล้วที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงบำเหน็จณรงค์ จ.ชัยภูมิ กำลังไฟฟ้า 16 เมกะวัตต์ และสถานีไฟฟ้าแรงสูงชัยบาดาล จ.ลพบุรี กำลังไฟฟ้า 21 เมกะวัตต์
การทำแผน PDP งวดนี้ใช้พลังงัดกันพอสมควร เพราะ “เอกชน” ก็ใหญ่ซะ ทั้งนี้คาดว่าจะมีการนำตัวเลขความต้องการใช้ไฟฟ้ามารับฟังความเห็นในช่วงเดือนมกราคม 2569 เพื่อนำตัวเลขที่ผ่านการรับฟังความเห็นไปสู่การร่างแผน PDP ต่อ คาดว่าจะแล้วเสร็จในช่วงเดือนพฤษาคม 2569 นำเสนอในช่วงรัฐบาลใหม่พอดิบพอดี
…………………………………
คอลัมน์ : เข็มทิศพลังงาน
โดย…“ศรัญญา ทองทับ”
สนับสนุนโดย…บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน)
