แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ยังไม่เสร็จง่าย ๆ เนื่องจากยังถกกันไม่เลิกใน คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ที่มี “ทศพร ศิริสัมพันธ์” เป็นประธาน และ “คุรุจิต นาครทรรพ” เป็นรองประธานอนุกรรมการฯ ก็แน่นอนว่า เมื่อมาถึงขั้นตอนการนำกำลังผลิตไฟฟ้าเข้าระบบ ย่อมมีผลประโยชน์ต่าง ๆ มากมาย คาดว่า สุดท้ายจะต้องให้ “รมว.พลังงาน” มานั่งหัวโต๊ะ ไม่เช่นนั้น…ไม่จบ
ด้วยคณะอนุกรรมการฯ ชุดนี้ มีภาคเอกชนอยู่ด้วยจาก 2 สภาใหญ่ ก็มีโจทย์ถือกันมา ต่างประสานเสียงต้องการให้ PDP เพิ่มสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนให้แตะไปถึง 100% ในช่วงสิ้นสุดแผน ซี่งหน่วยงานพลังงานไม่เห็นด้วยกับตัวเลขนี้ เพราะมากเกินไป โดยเห็นว่า ตัวเลขกำลังเหมาะสมน่าจะอยู่ที่ 60%
เพราะทราบกันดีว่า พลังงานหมุนเวียนแม้จะไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง แต่มี “ต้นทุนแฝง” ที่ต้องคิดรวมด้วย ต้องมีโรงไฟฟ้าฟอสซิลสแตนด์บายซัพพอร์ทในช่วงที่ “แดดไม่มา-ลมไม่มี” ซึ่งระบบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตอนนี้ ยังไม่มีการติดตั้งแบตเตอรี่ (BESS) เพราะเอกชนในวงการไม่เอาด้วย ก็เป็นเรื่องนวัตกรรมและต้นทุน ซึ่งในมุมของเอกชนอะไรที่เป็นต้นทุนเพิ่มไม่เอาอยู่แล้ว (แม้ต้นทุนลดลงก็ไม่ลดราคา) พลังงานหมุนเวียนต้องมีการติดตั้งอุปกรณ์รักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า (System Reliability) ตอนนี้การไฟฟ้ากำลังลงทุนวางระบบสำรองไฟฟ้าสำหรับพลังงานหมุนเวียน (RE Substation) หรือสถานีไฟฟ้าย่อยที่มีระบบกักเก็บพลังงานแบตเตอรี่ช่วยแก้ปัญหาความไม่เสถียรของพลังงานแสงอาทิตย์และลม
ดังนั้นค่าไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงไม่ได้หมายถึงต้นทุนผลิตอย่างเดียว แต่ต้องบวกด้วย RE Integration cost หรือ ต้นทุนที่ผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบต้องรับภาระทั้งหมดเมื่อสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น เพื่อให้ระบบการผลิตไฟฟ้าสามารถทำงานได้อย่างมีเสถียรภาพ และมีการลงทุนเพิ่มของรัฐ ซึ่งทั้งหมดจะถูกบวกในค่าไฟฟ้าฐาน ซึ่งสุดท้ายก็กระทบมาถึงประชาชนในที่สุด
แรงกดดันของภาคเอกชนในคณะอนุกรรมการฯ ยังรวมถึงมีข้อเสนอแรง ๆ ให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เข้าระบบให้เร็วขึ้น เพื่อมากดการปล่อยคาร์บอนในภาคการผลิตไฟฟ้า อีกอย่าง…ต้องการไฟฟ้าที่มั่นคงและถูก ซึ่งภาครัฐโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต้องนำร่องในเรื่องนี้แต่จะไปเร่งรัดให้เกิดคงไม่ได้ เพราะชื่อว่านิวเคลียร์เกิดขึ้นไม่ง่าย ๆ การเร่งตามใจเอกชนมีแต่หายนะมาเยือนมากกว่าความสำเร็จ
ว่ากันว่า PDP ล่าช้าเช่นนี้ การนำโรงไฟฟ้าใหม่เข้าระบบคงไม่ทันการณ์เสียแล้ว จากความต้องการไฟฟ้าของ Data Centers ที่ขอส่งเสริมการลงทุนเฉียด 30,000 เมกะวัตต์ จึงมีข้อเสนอที่กำลังถกกันให้ยึดอายุโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติโรงเก่า (Combined cycle gas turbine) ที่จะหมดสัญญาในอีก 3-5 ปี ออกไปอีก 7-10 ปี เพื่อให้ทันกับการใช้งาน Data Centers ซึ่งการขยายอายุโรงไฟฟ้าทำได้ทั้งในส่วนของ กฟผ.และเอกชน แต่ก็ต้องมีการลงทุนเพิ่มด้วย
ในส่วนของ โรงไฟฟ้าก๊าซฯ ใหม่ตามแผน PDP ยังไงก็ต้องมี เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่จะเป็นเท่าไหร่ก็ยังยันตัวเลขกันอยู่ อีกอย่างก็มีประเด็นที่ต้องตอบคำถามด้วยเช่นกัน เนื่องจากไทยกำลังจะมี พ.ร.บ.การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ซี่งมีการจัดตั้งระบบกลไกราคาคาร์บอน (Carbon Pricing Mechanism) รองรับหลักการให้ผู้ปล่อยก๊าซเรือนกระจกรับผิดชอบต้นทุนที่แท้จริงของการปล่อยก๊าซเรือนกระจก หรือ “ผู้ก่อมลพิษเป็นผู้จ่าย” ผ่านระบบซื้อขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Emission Trading Scheme : ETS) และการเก็บภาษีคาร์บอน (Carbon Tax) ซึ่งเหล่านี้ก็ทำให้โรงไฟฟ้าฟอสซิลมีต้นทุนเพิ่มเช่นกัน
สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซฯ ใหม่ที่จะเข้ามาเติมในระบบนั้น โดยเฉพาะในพื้นที่ภาคใต้ น่าจะมีน้ำหนักมากขึ้น หลังเกิดน้ำท่วมใหญ่ที่หาดใหญ่ ช่วงปลายเดือนพ.ค.68 ทำให้โรงไฟฟ้าจะนะ จังหวัดสงขลา ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าหลัก กำลังผลิต 1,476 เมกะวัตต์เสียหาย ต้องใช้เวลากว่า 4 เดือนในการฟื้นฟู เพิ่งจะกลับมาเดินเครื่องได้ตามปกติเมื่อไม่กี่เดือนที่ผ่านมา ยังดีที่มีโรงไฟฟ้าขนอม 930 เมกะวัตต์ไม่ได้เสียหาย ส่วนอีกโรงที่มีบทบาทปั่นไฟเสริมในช่วงน้ำท่วมหาดใหญ่ คือ ส่วนโรงไฟฟ้ากระบี่ แต่เป็น “Reserved Shutdown” มีหน้าที่เสริมความมั่นคงของระบบเดินเครื่องกรณีเกิดปัญหาเท่านั้น เพราะใช้น้ำมันเตาในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า และเป็นโรงไฟฟ้าที่มีอายุ 22 ปีแล้ว
บริบทเหล่านี้ บวกด้วยการท่องเที่ยวที่บูมมากในภาคใต้ ทำให้การใช้ไฟฟ้าเติบโตเร็ว หลายฝ่ายจึงมองว่า จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าในภาคใต้ แต่สุดท้ายก็ต้องตอบคำถามจากฝ่ายกำกับว่า ต้นทุนสู้ได้ไหม? เมื่อเทียบกับการตั้งโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ที่มีท่อก๊าซฯ อยู่แล้ว เป็นคำถามเดิมที่สู้กันมาหลายปีระหว่าง กฟผ.ที่คาดหวังต่อการมีโรงไฟฟ้าในภาคใต้กับฝ่ายกำกับ ก็ต้องเทียบอย่างตรงไปตรงมา เพื่อหาคำตอบที่เหมาะสมที่สุดต่อประเทศในระยะยาว แต่อย่างไรเสียอนาคตก็จะมีการให้สัมปทานปิโตรเลียมในแหล่งอันดามัน ซึ่งจะทำให้ไทยมีแหล่งก๊าซฯ สำรองที่ภาคใต้ การพัฒนาโครงการต่าง ๆ รองรับในภาคใต้ต้องมี ดังนั้นโรงไฟฟ้าในภาคใต้ก็ต้องมาในวันใดวันหนึ่ง
ย้อนมาดูถึงการเข้ามาลงทุนของ ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่เฉพาะกิจการ Data Center ที่ขอส่งเสริมการลงทุนเกือบ ๆ 30,000 เมกะวัตต์ แน่นอนประเทศไทยก็คงเปิดรับไม่ได้ทั้งหมด เพราะกิจการนี้นอกจากกินไฟแล้วยังกินน้ำด้วย ซึ่งหลายฝ่ายต่างวิตกกังวงการทะลักเข้ามาของ Data Center
เมื่อวันที่ 15 ก.ค.ที่ผ่านมา คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จึงมีมติเคลียร์เรื่องไฟฟ้าหลายเรื่องด้วยกัน รวมถึงวางกรอบการเข้ามาของ Data Center โดยให้เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟประเภทที่ 8 และกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเฉพาะ ราว ๆ 5-6 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะมีการประกาศต่อไป แต่ก็ถือว่าตัวเลขนี้ไม่แพงหากเทียบกับอัตราที่ประเทศรอบบ้านเราเขาคิดกัน นอกจากนี้กพช.ยังมีมติออกมาตรการคัดเลือกกลุ่มที่ลงทุนจริงจังและมีความพร้อม โดยให้ Data Center ต้องวางหลักประกัน (Bond) และการใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้า เพื่อยืนยันความพร้อมและความตั้งใจลงทุนจริงก่อนที่ภาครัฐจะต้องควักเงินลงทุนขยายระบบไฟฟ้ารองรับเป็นภาระกับผู้ใช้ทั้งประเทศ พร้อมกำหนดให้ต้องจัดทำแผนบริหารจัดการน้ำประกอบด้วย เนื่องจากเป็นกิจการที่ใช้น้ำปริมาณมากในระบบหล่อเย็น ป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาการแย่งชิงน้ำจากประชาชนและภาคการเกษตร อีกประเด็น คือ ทำยังไงไม่ให้ Data Center กระจุกเกินไปในพื้นที่ EEC
ประเด็นของกิจการไฟฟ้าของประเทศที่กำลังเปลี่ยนแปลง นอกจากเรื่อง PDP และการเข้ามาลงทุนของ Data Center แล้วก็มีเรื่อง การเคลียร์ภาระต่าง ๆ ที่ฝังในค่าไฟมานาน ในส่วนของไฟสาธารณะนั้น “กพช.” มีมติแล้วให้แยกต้นทุนค่าไฟฟ้าสาธารณะ เช่น ไฟถนน ออกจากอัตราที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป และกำหนดเป็นอัตราใหม่โดยเฉพาะ ส่วนใครจะต้องเป็นคนจ่ายค่าไฟฟ้าสาธารณะนั้น คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะมาวางกฎเกณฑ์ให้เอาค่าไฟที่เก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า Data Center ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรง (Direct Power Purchase Agreement : DPPA) เงินจากการลดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Adder) มาจ่าย
พูดถึงการลด Adder นั้น จะต้องมุ่งไปที่การจัดการปัญหาสัญญาซื้อไฟฟ้าแพงชั่วนิรันดร์ ที่มีการต่ออายุโรงไฟฟ้าอัตโนมัติ โดยกพช. กำหนดวันสิ้นสุดสัญญากับ SPP และ VSPP ประเภท Non-Firm ที่มีการต่ออายุสัญญาอัตโนมัติทุกรายให้ชัดเจน และปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้จากข้อมูลของกกพ.พบว่า มีโรงไฟฟ้าที่ได้ Adder ในยุคแรก ๆ ของการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนของประเทศไทย รวม 593 สัญญา 4,336 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น
1.ครบอายุโรงไฟฟ้าแล้ว 20-25 ปี 14 สัญญา 118 เมกะวัตต์
2.ได้ Adder ครบแล้ว 7-10 ปี 550 สัญญา 3,097 เมกะวัตต์
3.ยังได้ Adder อยู่ 29 สัญญา 1,121 เมกะวัตต์
4.มี 4 สัญญา 67 เมกะวัตต์ ถือใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า แต่ยังไม่ได้เดินเครื่องเลยจนถึงปัจจุบัน ซึ่ง 3 การไฟฟ้าจะต้องมีการเจรจากันต่อไป ซึ่งกลุ่มนี้แม้ว่า Adder จะทยอยหมดไปแล้ว แต่จะมีลักษณะเป็นสัญญาชั่วนิรันดร์ หรือ มีการต่ออายุโดยอัตโนมัติเมื่อสิ้นสุดสัญญาแต่ละระยะ และยังได้ราคาค่าไฟฟ้าสูงโดยได้รับอัตราค่าไฟขายส่ง บวกค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) รวม 3.1 บาทต่อหน่วย
ขณะที่อัตราการรับซื้อในปัจจุบันในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานลม ซึ่งรัฐปรับมารับซื้อในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) อัตรา 2.1679 บาทต่อหน่วย ส่วนพลังงานลม รับซื้อ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี
ส่วนประเด็น ต้นทุนค่าไฟฟ้าที่มาจากสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ซึ่งมีองค์ประกอบสำคัญ ทั้งค่าความพร้อมจ่าย หรือ Availability Payment (AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า หรือ Energy Payment (EP) การพิจารณาปรับแก้สัญญาทำได้หรือไม่อย่างไร อยู่ในขอบข่ายการทำงานของ คณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ที่มี “ปกรณ์ นิลประพันธ์” รองนายกรัฐมนตรี เป็นประธาน ซึ่งมีการเรียกร้องให้เจรจาลดค่าความพร้อมจ่าย AP กับโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPP) ที่ไม่ได้เดินเครื่อง
แต่ทาง “กกพ.” ให้ข้อมูลว่า ตอนนี้มีโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้เดินเครื่องจริง ๆ ไม่มากนัก จากการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ และอนาคตก็จะมี Data Center เข้ามาเป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ อย่างไรก็ตามการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเป็นภารกิจของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติที่จะสั่งเดินเครื่องตามต้นทุนเป็นหลัก
ทั้งนี้ตัวเลขจาก “กกพ.” ระบุว่า ตอนนี้ค่า AP ถูกคิดบวกอยู่ในค่าไฟประมาณ 3 สตางค์ต่อหน่วย ส่วนค่า EP หรือค่าเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าจะได้เมื่อได้เดินเครื่องจะมีสัดส่วนมากกว่าประมาณ 2-3 บาทต่อหน่วยซึ่งผันผวนตามราคาพลังงาน
จากตัวเลขการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าล่าสุด พบว่าในช่วงเดือนม.ค.-ส.ค.69 มีโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้เดินเครื่องตลอด 8 เดือนนี้ ได้แก่ บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด คิดเป็นค่า AP เท่ากับ 3,726.78 ล้านบาท บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ จำกัด คิดเป็นค่า AP เท่ากับ 3,479.54 ล้านบาท บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด คิดเป็นค่า AP เท่ากับ 2,118.05 ล้านบาท
ตรงไหนเป็นธรรมกับประชาชนในภาพรวม และทำอย่างไรที่จะไปถึง นโยบายรัฐ และการทำหน้าที่อย่างตรงไปตรงมาของผู้ปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้องมีความสำคัญมาก ยอมรับกันว่าไม่ง่าย เพราะภาคไฟฟ้าเป็นเรื่องเดียวกับเศรษฐกิจและความมั่นคง มีผู้เกี่ยวข้องและมีส่วนได้เสียมากมาย ดังนั้นภาครัฐต้องวางนโยบายอย่างรอบคอบ ยึดผลประโยชน์ประเทศเป็นที่ตั้ง และเดินหน้าอย่างมั่นคงไม่ไหวเอน ในส่วนของภาคเอกชนมีส่วนร่วมได้ แต่ต้องไม่มีบทบาทถึงขั้นเป็นผู้กำหนดแผนประเทศให้รัฐเดินตาม
………………………………
คอลัมน์ : เข็มทิศพลังงาน
โดย…“ศรัญญา ทองทับ”
สนับสนุนคอลัมน์ โดย…บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน)
