วันก่อน 27 ตุลาคม 2568 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เคาะเรื่องสำคัญแบบรัว ๆ หลายเรื่องด้วยกัน ที่ต้องเกาะติดก็เรื่องการร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่หลังจากยืดเยื้อมานาน โดยกพช.มีมติให้ยุบโครงสร้างคณะกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศที่ตั้งในสมัยนายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค เป็นรมว.พลังงาน และลดขนาดให้เป็นคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เรียกว่ากลับไปใช้โครงสร้างเดิม แล้วก็ให้ตั้งกบง.ใหม่ด้วย
เมื่อมีการทุบรื้อโครงสร้างบอร์ดที่เกี่ยวข้อง ร่างแผน PDP ใหม่จึงทำไม่ทันปีนี้แน่นอน อย่างเร็วก็เดือนมกราคม 2569 กพช.เลยให้ใช้แผน PDP 2018 Rev.1 เป็นกรอบดำเนินงานไปก่อนในระหว่างทำแผน PDP ฉบับใหม่ และให้ปรับปรุงกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าที่จะเข้าระบบในช่วงปี 2568–2573 ออกไปให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ประกอบด้วย 1.โรงที่ยังไม่ได้รับการอนุมัติจาก ครม. 2.โรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ได้รับอนุมัติจาก ครม. แล้วแต่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) 3.โรงไฟฟ้าที่ยังไม่ระบุผู้พัฒนา และ โรงไฟฟ้า IPP ที่มีสัญญาแล้ว แต่ยังไม่ COD และ4.การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ
หลัก ๆ โรงไฟฟ้าเอกชนที่ต้องเลื่อนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบออกไปก็มีโรงไฟฟ้าบูรพาพาวเวอร์ 540 เมกะวัตต์ ซึ่งตั้งอยู่ที่ตำบลเขาหินซ้อน อำเภอพนมสารคาม จังหวัดฉะเชิงเทรา ในเครือกัลฟ์ฯ จากที่ต้องเข้าระบบปี 2570 ส่วนโรงไฟฟ้าใหม่ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ให้พิจารณาตามสถานการณ์ ทั้งโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ กำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ แผนเดิมต้องเข้าระบบปี 2571 โรงไฟฟ้าพระนครใต้ 700 เมกะวัตต์ แผนเดิมเข้าระบบปี 2573 ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศก็ต้องเลื่อนเข้าระบบด้วย เป็นโรงไฟฟ้าหลวงพระบาง สปป.ลาว 1,400 เมกะวัตต์ ซึ่งแผนเดิมเข้าระบบประเทศไทยในปี 2571 ให้เข้าปี 2573 ดังนั้นยังไม่ต้องพูดถึงโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยังต้องลุ้นต่อ ทั้งโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี หรือการประมูล IPP รอบใหม่ยกยอดยาว ๆ ไปก่อน รอทำแผน PDP
สำหรับเงื่อนไขการทำแผน PDP ฉบับใหม่ที่กำลังตั้งวงกันทำอยู่นั้นมี 3 ปัจจัยหลัก ๆ ก็คือ ปัจจัยแรกอยู่ที่ตัวเลขการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่ต้องทำแบบเข้มข้น เพื่อไปสู่ NET ZERO ของประเทศ ซึ่งต้องรอตัวเลขจากกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ว่าจะต้องลดการปล่อยก๊าซฯ ในภาคพลังงานปีละเท่าไหร่ วงการพลังงานคาดหวังที่จะมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) มาช่วยกดการปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคการผลิตไฟฟ้า
ปัจจัยที่สองที่มีผลต่อ PDP อย่างมาก คือ ตัวเลขคาดการณ์การเติบโตทางเศรษฐกิจในระยะยาว ซึ่งตัวเลขใหม่ GDP เติบโตลดลงแน่ ๆ เหลือไม่ถึง 3 % จากแผน PDP ฉบับก่อน ๆ โต 3-4% ปัจจัยที่สาม การเติบโตของการผลิตไฟฟ้าใช้เอง (IPS : Independent Power Supply) ที่มีมากขึ้น และปัจจัยที่สี่อยู่ที่การเข้ามาลงทุนของกลุ่มธุรกิจ DATA CENTER ที่ใช้ไฟฟ้ามหาศาล
ในส่วนของ DATA CENTER ที่ต้องย้ำกันอีกครั้งว่าสุดท้ายแล้ว ณ บัดนี้ไม่ได้ต้องการ “ไฟเขียว” เท่ากับ “ไฟที่มั่นคง” ดังนั้นเอาจริงแล้วต้องการพึ่งพาไฟฟ้าจากระบบ 100% ส่วนไฟฟ้าสีเขียวก็มีไว้ประดับพอ และยังคงลงทุนกระจุกในพื้นที่โครงการเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) แม้หน่วยงานพลังงานจะถกกับบีโอไอหลายรอบให้กระจายการลงทุน แต่ก็มาตายที่สายสื่อสารที่กองตรง EEC ซึ่งสำคัญสำหรับธุรกิจ DATA CENTER นอกจากนี้ก็กำลังขอตัวเลขชัวร์ ๆ ว่าจะมาลงทุนกันกี่มากน้อย หากเอาเจ้าที่มาลงทุนชัวร์ ๆ ก่อนก็มีขนาดรวมกันราว ๆ 4,000 เมกะวัตต์จากตัวเลขขอส่งเสริมการลงทุนหมื่นกว่าเมกะวัตต์
เอาเฉพาะที่มาลงทุนแน่ ๆ ขนาด 4,000 เมกะวัตต์ ก็ต้องลงทุนโครงสร้างพื้นฐานรองรับ กพช.รอบนี้ได้มีมติให้กฟผ.ลงทุนปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าขยายคอขวดรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ภายใต้โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า 3,000 ล้านบาท รองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าของ DATA CENTER รวม 1,750 เมกะวัตต์ อีก 2,250 เมกะวัตต์ ต้องลงทุนอีกประมาณ 30,500 ล้านบาท ซึ่งกพช.ให้กฟผ.ทำรายละเอียดโครงการเพิ่มเติม เพื่อเสนอขออนุมัติจากครม. ต่อไป
การลงทุนโครงสร้างมหึมาเพื่อรองรับ DATA CENTER นั้น หน่วยงานต่าง ๆ ก็คงกำลังคิดว่าทำอย่างไรไม่ให้ภาระการลงทุนสายส่งทั้ง 30,000 กว่าล้านบาทมาตกเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ประชาชนทุกคนต้องรับภาระ แนวทางก็คงต้องแยกค่าไฟฟ้าที่เก็บจาก DATA CENTER ไว้อีกเรทหนึ่ง ส่วนจะเป็นเท่าไหร่ก็คงคิดกันหนัก เพราะด้านหนึ่งยังต้องเอาใจ DATA CENTER
ส่วนไฟฟ้าสีเขียวที่กระทรวงพลังงานออกเครื่องมือรองรับ ก็มีเผื่อ ๆ ไว้เป็นทางเลือกเท่านั้นเองให้กลุ่ม DATA CENTER ทั้งมาตรการซื้อขายไฟฟ้าสีเขียวโดยตรง Direct PPA และโครงการไฟฟ้าสีเขียวแบบไม่เจาะจงแหล่งที่มา (UGT1) ซึ่งประกาศอัตราค่าบริการไปแล้ว และแบบเจาะจงแหล่งที่มา (UGT2) ที่กำลังเคาะอัตราค่าบริการ
นอกจากเรื่องข้างต้นแล้ว เพื่อให้หลายเรื่องเดินหน้า รมว.พลังงานคนใหม่ยังทำหน้าที่แทนรัฐบาลปลดล็อกเรื่องอื่น ๆ อย่างการซื้อขายไฟฟ้าสีเขียวรอบโควตา 2,180 เมกะวัตต์ ที่รมว.พลังงานคนก่อนให้หยุดไว้ก่อน เพราะมีกระแสคัดค้าน ในส่วนของโควตาการซื้อไฟฟ้าพลังงานลม 500 เมกะวัตต์ได้ปลดล็อกไปก่อนหน้าแล้ว เดินหน้าทยอยทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ระหว่างเอกชนกับการไฟฟ้าในอัตรารับซื้อ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี
มากพช.งวดนี้ปลดล็อกโควตาในส่วนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยเห็นชอบให้ PPA ได้เลยในอัตรารับซื้อ 2.1679 บาทต่อหน่วย เพราะเอาไปเทียบแล้วถือว่าค่าไฟฟ้าถูกกว่าโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินหากกฟผ.ทำเอง ซึ่งค่าไฟฟ้าอยู่ที่ 2.1941 บาทต่อหน่วย จึงเป็นอันให้เดินหน้ารับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนได้ แต่ก็ติ่งไว้หน่อยกันทัวร์ลงโดยกระทรวงพลังงานนำโดยปลัดกระทรวง ซึ่งเป็นประธานคณะกรรมการกฟผ.ด้วยจะไปคุยกับโรงไฟฟ้าเอกชนว่าจะลดค่าไฟให้อีกหน่อยได้ไหมสัก 1 สตางค์ต่อหน่วยจาก 2.1679 บาทต่อหน่วยเหลือ 2.15 บาทต่อหน่วย หากทุกเจ้ายอมลดให้จะลดต้นทุนค่าไฟไปได้ถึงปีละ 2,000 ล้านบาท ก็ต้องดูต่อไปว่าปลัดกระทรวงพลังงานจะสามารถเจรจาโรงไฟฟ้าได้ทุกเจ้าได้หรือไม่ หรือได้เฉพาะบริษัทลูกของกฟผ.ต้องวัดฝีมือกันต่อไป งานนี้หากทำได้ทั้งแผงก็เป็นผลงานทั้งปลัดและรมว.พลังงาน
อย่างไรเสียขณะที่พยายามหาช่องทางลดต้นทุนค่าไฟฟ้า ก็มีอีกเรื่องที่หมิ่นเหม่ไปเพิ่มต้นทุนค่าไฟฟ้าด้วยเหมือนกัน นั่นก็คือ “โครงการโซลาร์ฟาร์มชุมชน” หนึ่งในนโยบาย Quick Big Win ของกระทรวงพลังงาน ที่กำลังถูกโหมกระแสเมื่อเปิดให้ชุมชนทั่วประเทศสามารถจับมือกับเอกชนได้และเสนอทำโครงการผลิตและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ผ่านรูปแบบโครงการจะเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวมกำลังการผลิตไม่เกิน 1,500 เมกะวัตต์ ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) อัตราไม่เกิน 2.25 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี สัญญาแบบ Non-Firm โดยให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ไปดูจุดเชื่อมต่อการรับไฟ
ในเบื้องต้นโซลาร์ฟาร์มชุมชนจะถูกผลิตขายเข้าระบบก่อน ส่วนไฟฟ้าที่ชุมชนนั้น ๆ ซื้อกลับมาใช้จะได้ส่วนลด 40-80 สตางค์ต่อหน่วย ประเด็น คือ ซื้อแพงขายถูก เพราะรับซื้อมา 2.25 บาทต่อหน่วยเป็นต้นทุนของทั้งระบบ สูงกว่าพลังงานลมที่รับซื้อรอบโควตาที่อัตรา 2.1679 บาทต่อหน่วย ไม่แน่ใจว่าอัตรารับซื้อ 2.25 บาทนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานได้มายังไง และเมื่อถึงเวลารับซื้อจะวางหลักเกณฑ์อย่างไรว่าชุมชนไหนได้ชุมชนไหนไม่ได้ เพราะยิ่งเลือกตั้งใกล้เข้ามาแล้วรับรองว่าโครงการนี้เนื้อหอมแน่นอน
……….
คอลัมน์ : เข็มทิศพลังงาน
โดย…”ศรัญญา ทองทับ”
สนับสนุนโดย…บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน)
