ตอนนี้ ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่ แม้จะล่าช้ามาตั้งแต่ปี 2565 แต่ก็ช้าได้อีก เพราะ ได้คว่ำร่าง PDP 2024 ที่ทำมาแล้ว ผ่านการรับฟังความเห็นมาแล้ว เรียกว่า Set Zero โดย “พีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค” รมว.พลังงาน กำลัง ตั้งคณะทำงานขึ้นมาร่างแผน PDP ใหม่ตั้งแต่ต้น
ประเด็นที่ “รมว.พลังงาน” ไม่เห็นด้วย กับร่างแผนที่ทำกันมาและต้องการเข้ามาดูเองอย่างจริงจัง มีหลายข้อด้วยกัน
ประเด็นแรก สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสัดส่วน 51% ในปลายแผน หรือปี 2580 เพราะเห็นว่าสูงเกินไป แรงผลักดันให้คิดสัดส่วนใหม่มีมาระยะหนึ่งแล้ว แต่มาจริงจังตอนเกิดเหตุไฟฟ้าดับที่สเปน-โปรตุเกส…ในวงกว้าง
สัมมนาที่จัดโดยคณะวิศวกรรมศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย สถาบันคาร์บอนเพื่อความยั่งยืน สถาบันวิจัยพลังงาน ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อถอดบทเรียน “ไฟดับครั้งใหญ่ในยุโรป : บทเรียนจากสเปน-โปรตุเกส 2025 และแนวทางรับมือและออกแบบระบบพลังงานอย่างสมดุล” เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2568 ชี้ชัดทางเทคนิคว่า เหตุการณ์ไฟดับครั้งนี้เกิดจากขาดความยืดหยุ่นในโครงข่ายไฟฟ้า การพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูง โดยไม่มีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage) ที่เพียงพอ รวมถึงสภาพอากาศสุดขั้ว (Climate Anomaly) ที่ก่อให้เกิดคลื่นความร้อนและลมแรงผิดปกติ ส่งผลให้สายส่งไฟฟ้าเสียหายเป็นวงกว้างในเวลาอันสั้น
จากข้อมูลของผู้เชี่ยวชาญพบว่า ในระบบไฟฟ้าของสเปน ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเข้าระบบสูงมาก ในช่วงเวลา 12.30 น.ของวันที่เกิดเหตุไฟดับ 28 เมษายน 2568 ก่อนเกิดเหตุไฟดับ 5 นาที สเปนซึ่งผลิตไฟฟ้าส่งไปให้ประเทศข้างเคียงด้วยผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ถึง 81.41%
ไฟฟ้าสเปนดับไป 10 ชม. ส่งผลกระทบต่อชีวิตความเป็นอยู่มหาศาลของผู้คนนับล้านคน เพราะอย่างที่ทุกคนทราบดีว่า ไฟฟ้าคือ “ชีวิต” ยุคนี้อะไรก็ใช้ไฟฟ้าทั้งหมด เมื่อไม่มีไฟใช้โลกก็เหมือนหยุดหมุนไปชั่วขณะ ทำธุรกรรมใดๆ ไม่ได้ และเดินทางไม่ได้ โทรศัพท์ของใครแบตเตอรี่หมดในตอนนั้นยิ่งมืดบอด
ประเด็นที่ 2 ที่ต้องเคลียร์กันให้ชัดคือ สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ. ควรจะเป็นเท่าไหร่แน่ ในภาคของ กฟผ.เอง ยืนยันนั่งยันพร้อมท้าพิสูจน์มาตลอดว่า โรงไฟฟ้าของ กฟผ.ทำประโยชน์ให้ประเทศมากกว่าเอกชนทุกราย เหตุผลรองรับมีอยู่ว่า
1.กฟผ.สร้างโรงไฟฟ้าต้องจ่ายภาษีนำเข้าเครื่องจักรทุกรายการ ขณะที่เอกชนได้สิทธิ BOI ภาษีเครื่องจักรเป็นศูนย์
2.กฟผ.กำไรสูงสุดได้ไม่เกิน ROIC (ผลตอนแทนการลงทุน) ประมาณ 5% +- ขณะที่เอกชนต้องมีมากกว่า 10% ++ ปีไหน กฟผ. กำไรเกิน ROIC คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะเรียกคืนเพื่อนำมาลดค่าไฟ ที่เรียกว่า เงิน Claw Back อย่างที่ใช้ลดค่าไฟในงวดนี้ที่ ทำให้ค่าไฟเหลือ 3.98 บาทต่อหน่วย
3.โรงไฟฟ้า กฟผ.ไม่ต้องมีค่าพร้อมจ่าย (AP)
4.กฟผ.ต้องนำรายได้เข้ารัฐมากกว่า 50% ของกำไรสุทธิ ทุกๆ ปี ตลอดอายุโรงไฟฟ้า 25ปี ขณะที่เอกชนจ่ายภาษี 20% ซึ่งในปีนี้แม้มีภาระจากการตรึงค่าไฟฟ้าอยู่ 71,000 ล้านบาทแต่ กฟผ.นำส่งรายได้เข้ารัฐสูงที่สุดในกลุ่มรัฐวิสาหกิจ บางปีรัฐไม่มีเงินก็ส่งรายได้เข้ารัฐ 75% จากสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าแค่ 29% เท่านั้น คนกฟผ.ตั้งคำถามว่า แล้วการผลิตไฟฟ้าในสัดส่วนอีก 71% ประโยชน์ไปตกอยู่ที่ไหน?
5.โรงไฟฟ้าของกฟผ.สามารถเสริมความมั่นคงให้ระบบได้คล่องตัวกว่า เพราะสั่งเดินขึ้นลงได้ง่ายกว่า
6.กฟผ.เป็นกลไกของรัฐ เวลาประเทศประสบวิกฤติ เช่นการแบกรับค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ที่ผ่านมากว่า 1.5 แสนล้านบาท
ประเด็นที่ 3 ไฟฟ้าในภาคใต้ไม่พอ ผู้บริหารระดับสูงของ กฟผ.ย้ำว่า ข้อมูลนี้ต้องไปให้ถึง “ผู้กำหนดนโยบาย” เพราะตอนนี้ภาคใต้ขาดไฟฟ้าขั้นวิกฤติ จากความต้องการเติบโตต่อเนื่อง แต่กำลังผลิตเพิ่มไม่ทัน ตอนนี้โรงไฟฟ้าที่ป้อนภาคใต้หลักๆ คือ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าจะนะ ชุด 1 กำลังผลิต 710 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าจะนะชุด 2 กำลังผลิต 766 เมกะวัตต์ และ โรงไฟฟ้ากระบี่ 315 เมกะวัตต์ รวมกำลังผลิต 1,791 เมกะวัตต์ ที่ผ่านมาไม่นาน เคยเกิดเหตุการณ์เมื่อต้นปี 2567 จากก๊าซธรรมชาติที่มาป้อนโรงไฟฟ้าจะนะ จากแหล่งเจดีเอมีปัญหา ทำให้ต้องเดินเครื่องด้วยดีเซล เพื่อจ่ายไฟฟ้าให้เพียงพอ ไม่มีสะดุด แน่นอนต้นทุนเพิ่มเป็น 8 บาทต่อหน่วย แต่ค่าไฟฟ้าที่ทุกคนจ่าย คือ 3.98 บาทต่อหน่วยเหมือนเดิม
ตอนนี้การรักษาระบบทำได้ด้วยดึงภาคตะวันตกมาช่วย โดยที่ผ่านมา กฟผ. ใช้วิธีลงทุนปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ โดยจ่ายไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าแรงสูงระดับแรงดัน 500 กิโลโวลต์ (kV) อย่างโครงการระยะ 1 สายส่งไฟฟ้า 500 เควีจากสถานีไฟฟ้าแรงสูงบางสะพาน 2 จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ ผ่านไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงสุราษฎร์ธานี 2 จังหวัดสุราษฎร์ธานี และสิ้นสุดที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงภูเก็ต 3 รวมระยะทาง 504 กิโลเมตร เพื่อเพิ่มความสามารถในการส่งจ่ายพลังไฟฟ้าจากภาคกลางสู่ภาคใต้ ช่วยทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มจากเดิม 700 เมกะวัตต์ เป็น 1,600 เมกะวัตต์
คำนวณแล้วกำลังผลิตในพื้นที่ภาคใต้ 1,791 เมกะวัตต์บวกกับส่งมาจากภาคตะวันตกอีก 1,600 เมกะวัตต์ เท่ากับ 3,300 เมกะวัตต์ ฉิวเฉียดกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ จากตัวเลขการเติบโตของการใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ พบว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (พีค) เติบโตมาโดยตลอดมาลดลงบ้างเล็กน้อยในช่วงโควิด และในปีนี้ที่เศรษฐกิจตกสะเก็ด โดยในปี 2563 พีคอยู่ที่ 2,659.5 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 14 มีนาคม เวลา 19.35 น. ปี 2564 พีคอยู่ที่ 2,434.4 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 20 มีนาคม เวลา 20.24 น. ปี 2565 พีคอยู่ที่ 2,539.9 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 27 เมษายน เวลา 19.28 น. ปี 2566 พีคอยู่ที่ 2,802.2 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม เวลา 19.47 น. ปี 2567 พีคอยู่ที่ 3,143.8 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 29 เมษายน เวลา 20.47 น. ปี 2568 พีคเกิดแล้วอยู่ที่ 2,891.2 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ เวลา 19.17 น.
แต่เมื่อมาดูร่างแผน PDP 2024 ฉบับล่าสุดกำหนดให้มีโรงไฟฟ้าใหม่ในภาคใต้เป็นโรงไฟฟ้าจะนะ ชุด 3 ดำเนินงานโดยกฟผ.ขนาด 700 เมกะวัตต์เข้าระบบปี 2577 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 700 เมกะวัตต์เข้าระบบปี 2579 ยังไม่ระบุใครสร้าง แล้วก็มีโรงไฟฟ้าตะวันตก (พลังความร้อนร่วม) เกิดใหม่ 1,400 เมกะวัตต์เข้าระบบปี 2576 ซึ่งคงเป็นโรงไฟฟ้า IPP ของเอกชน หน่วยงานกำหนดแผนในกระทรวงพลังงานมองว่าการส่งไฟฟ้าจากตะวันตกมาภาคใต้คุ้มกว่า การสร้างโรงไฟฟ้าในภาคใต้ เพราะมีโครงสร้างพื้นฐานเดิมในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สามารถขยายกำลังผลิตได้ ไม่จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีตามที่กฟผ.ได้เรียกร้องมาตลอด
เหตุผลทางเทคนิคของกฟผ. ที่ต้องการให้มีโรงไฟฟ้าในภาคใต้ ก็คือ “ควรสร้างโรงไฟฟ้าใกล้แหล่งใช้ไฟ” เพื่อไม่ต้องส่งไฟฟ้าเป็นระยะทางไกล ลดการสูญเสียในสายส่ง ทำให้เกิดเสถียรภาพระบบไฟฟ้าดีกว่า และรัฐโดย กฟผ.ควรเป็นคนสร้างเอง เพราะบทเรียนในอดีตไทยเกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้างมาแล้ว และมีสาเหตุคล้ายกัน นั่นคือ “สายส่งระยะทางไกล” มีปัญหา โดยในปี 2556 ไฟฟ้าดับ (black out) ภาคใต้ 14 จังหวัดจากปัญหาสายส่ง ,เหตุการณ์ 1 มิถุนายน 2561 ไฟฟ้าดับกระจายทั่วประเทศ เพราะฟ้าผ่าสายส่งไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ในสปป.ลาวมาไทย ทำให้ไฟฟ้าหายไปประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ซึ่งไม่กี่วินาทีต่อมา โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) 20 กว่าแห่ง แห่งละ 90 เมกะวัตต์ปลดตัวเองออกจากระบบเร็วกว่าที่กำหนดไว้ในสัญญา ( Grid code ) ซ้ำเติมปัญหาให้ไฟฟ้าในระบบหายไปอีก 1,800 เมกะวัตต์
ต่อเนื่องมาถึงประเด็นที่ 4 ที่ต้องถกในร่าง PDP ฉบับใหม่ก็คือ สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ.ที่ลดลงมาเรื่อยๆ ณ เดือนเมษายน 2568 เหลือสัดส่วนการผลิต 31.26% สิ้นปี 2580 เหลือกำลังผลิต 17% ขณะที่กำลังผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนก็เพิ่มปาเข้าไป 51% ในช่วงปี 2580
พอสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ.น้อยเกินไป เมื่อเกิดเหตุการณ์ไม่คาดคิดอย่างไฟฟ้าดับเป็นวงกว้างเหมือนในสเปนโปรตุเกส การดูแลระบบจะทำได้ยาก ซึ่งบทเรียนจากสเปนเป็นแรงผลักดันให้เกิดประเด็นการถกเถียงอย่างจริงจังว่ากำลังผลิตไฟฟ้าของกฟผ.ควรมีสัดส่วนมากขึ้น เพราะอย่างที่ทราบดี การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ หรือลม จะผลิตได้เมื่อมีแดดมีลมช่วงกลางวัน ขณะที่พีคการใช้ไฟฟ้าตอนนี้เป็นช่วงหัวค่ำ ส่วนระบบ BESS (Battery Energy Storage System) หรือระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ยังไม่คุ้มทุน ดังนั้นพูดตามจริงพลังงานหมุนเวียนยังไม่สามารถทดแทนแหล่งพลังงานดั้งเดิมที่ใช้กันอยู่ได้ในระยะเวลาอันใกล้
คำถามว่าสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ.เท่าไหร่จึงเหมาะสม สิ่งที่กฟผ.นำเสนอมาโดยตลอดแต่ไม่มีใครฟังก็คือ สัดส่วนการผลิตของกฟผ,ควรอยู่ที่ระดับไม่ต่ำกว่า 51% ตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรค 2 ที่ระบุว่า “โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนหรือเพื่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจะกระทำด้วยประการใดให้ตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนหรือทำให้รัฐเป็นเจ้าของน้อยกว่าร้อยละ 51 ไม่ได้”
แต่เอาเหอะที่ผ่านมาไม่มีใครฟัง แต่เมื่อมีการยกเลิกร่างแผน PDP 2024 โดยรมว.พีระพันธุ์ ให้ตั้งคณะทำงานขึ้นมาทำกระบวนการศึกษาและวางแผนใหม่หมด จึงเป็นโอกาสของกฟผ.จะไปนำเสนอข้อมูลทุกอย่างให้กับฝ่ายนโยบาย เรียกว่าขอมีส่วนร่วมวางแผน PDP อย่างจริงจัง จากที่ผ่านมาไม่ได้เข้าไปร่วมวางแผน ทำไมถึงเป็นอย่างนั้น?
หน่วยงานทำแผน PDP มีคำตอบในเรื่องนี้ว่า “สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ.หายไปเองโดยธรรมชาติ เพราะมีการผลิตนอกระบบแบบผลิตไฟฟ้าใช้เองขายกันเองมากขึ้น อย่าง Direct PPA ที่เอกชนทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากันเองโดยตรง กฟผ. แค่รักษาโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ และสร้างทดแทนโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีประสิทธิภาพดีมากขึ้น ก็น่าจะพอแล้วสำหรับดูแลระบบ ซึ่งก็ทำให้กฟผ.อยู่ได้แล้ว ทุกวันนี้ก็มีกำไรเยอะ”
นอกจากนี้อีกเรื่องที่กฟผ.จะนำเสนอต่อผู้กำหนดนโยบาย คือสำรองไฟฟ้าที่ว่าสูง 42% นั้น จริงๆมีโรงไฟฟ้าที่พึ่งพาได้พร้อมเดินเครื่องได้ทันทีไม่มากนัก เพื่อให้ตระหนักถึงความมั่นคงในระบบไฟฟ้าของประเทศระยะยาว ข้อมูลสำรองไฟฟ้า (แบบที่สามารถดึงมาใช้ทันที) จากสำนักนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีสัดส่วนประมาณ 25.5% โดยกฟผ.คาดว่าอีก 4-5 ปีไม่เกินนี้จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าน้อยกว่า พีค ซึ่งพีคของระบบกฟผ. ณ วันที่ 29 เมษายน 2568 ปาเข้าไป 36,477.8 เมกะวัตต์แล้ว
แล้วก็มีอีกเรื่องที่ต้องเข้าไปสู่วงถกเถียงในทำวางแผน PDP ในช่วงนี้ด้วย นั่นก็คือ กลุ่มธุรกิจ DATA CENTER ที่มาลงทุนในพื้นที่โครงการเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) ที่โหมเข้ามาลงทุนทั้งที่มาแล้ว และแสดงความสนใจรวมๆกันถึง 20 กว่ารายด้วยแรงสิทธิประโยชน์การลงทุนที่รัฐให้
แต่ประเด็น คือกลุ่มธุรกิจนี้ต้องการใช้ไฟฟ้ารวมๆกันแตะ 5,000 เมกะวัตต์กระจุกใน EEC เกินที่กำลังผลิตไฟฟ้าและสายส่งจะรับได้ นอกจากต้องการใช้ไฟฟ้ามโหฬารแล้ว ยังต้องมั่นคงด้วย จะตกจะดับไม่ได้เลย กฟผ.ที่ดูแลระบบประเมินว่าต้องลงทุนรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าของกลุ่มธุรกิจนี้เป็นเม็ดเงินไม่น้อยเลย เพราะการรอนสิทธิที่ดินจากชาวบ้านเพื่อวางระบบส่ง ทั้งยากและแพง ก็อย่างที่รู้ที่ดินย่านนั้นพุ่งกระฉูด ก็เลยต้องถกกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอย่างบีโอไอว่า “ให้ช่วยกระจายๆกันไปลงทุนที่อื่นบ้างจะได้ไหม”
ส่วนไฟฟ้าสีเขียวจากแดดลมที่กลุ่ม DATA CENTER ต้องการไม่ต้องพูดถึงเป็นแค่โฆษณา เพราะจริงๆเขาต้องการไฟฟ้าที่มั่นคงจากโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม เอาจริงกลุ่มนี้อยากได้ไฟฟ้าอยากให้ไทยเสิร์ฟไฟฟ้าจาก SMR (Small Modular Reactor) หรือโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบโมดูลาร์ขนาดเล็ก เพราะนอกจากผลิตไฟฟ้าได้อย่างมั่นคงตอบโจทย์แล้ว ยังถูกเคลมเป็นพลังงานสะอาดได้ด้วย ดังนั้น SMR จะเป็นความลงตัวของแผน PDP ด้วยประการทั้งมวล…ต้องเกาะติดกันต่อไป
…………….
คอลัมน์ : เข็มทิศพลังงาน
โดย…“ศรัญญา ทองทับ”
สนับสนุนคอลัมน์ โดย : บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (มหาชน)
