‘คุริจิต’พร้อมอดีตผู้บริหารพลังงานจัดความเห็นร่าง PDP 2024 ติงสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เกินจำเป็น ชี้ค่าไฟเฉลี่ย 3.87 บาทไม่มีที่มาชัดเจน ย้ำภาคใต้ควรมีโรงไฟฟ้าใหม่แทนสร้างระบบสายส่ง
นายคุรุจิต นาครทรรพ อดีตปลัดกระทรวงพลังงาน เปิดเผยว่า ได้ร่วมจัดทำความเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศพ.ศ. 2567-2580 (PDP2024) ร่วมกับนายวีระพล จิรประดิษฐกุล อดีตกรรมการกำกับกิจการพลังงาน อดีตผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย อดีตรองปลัดกระทรวงพลังงาน อดีตผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและ นายสหรัฐ บุญโพธิภักดี กรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านพลังงานในคณะกรรมการนโยบายการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศแห่งชาติอดีตรองผู้ว่าการ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ทั้งนี้มี 13 ประเด็น ประกอบไปด้วย1. แผน PDP2024 นี้ครอบคลุมช่วงเวลา 14 ปี ตั้งแต่ พ.ศ. 2567-2580 ช่วงเวลาของแผนไม่สอดคล้องที่จะวัดผลเทียบกับเป้าหมาย NDC ในการแสดงเจตจำนงการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของไทย 30-40 % ในปี พ.ศ. 2573 (2030) และเป้าหมายเจตจำนงความเป็นกลางทางคาร์บอน(Carbon Neutrality) ของไทยในปี พ.ศ. 2593 (2050) อันอาจทำให้เทียบเคียงประเมินผลลัพธ์ในการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนในคาบเวลาที่ไม่สอดรับกับช่วงเวลาในแผนยุทธศาสตร์ระยะยาวในการพัฒนาแบบ ปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำของประเทศไทย (LT-LEDs: Thailand’s Long-Term Low GHG Emission Development Strategy) ดังนั้น ช่วงเวลาในแผน PDP2024 ควรจะกำหนดให้ยาวขึ้นเป็น 15 ปีขึ้นไป
2.การจัดทำค่าการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Demand Forecast) ควรประมาณการปริมาณการผลิตจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระที่ผลิตและใช้เอง หรือ IPS (Independent Power Supply) และนำมาหักลบกับผลการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศที่พยากรณ์ได้จากโมเดล โดยไม่คำนึงถึงความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่มีอยู่และใช้ตรงจาก IPS
ทั้งนี้การอ้างอิงข้อมูลที่ยังไม่ชัดเจนจากสำนักงาน กกพ.และ จาก พพ. นั้น ย่อมนำไปสู่การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าไทยของ 3 การไฟฟ้าฯ ที่จะสูงเกินจริงในอนาคต และจะนำไปสู่การเพิ่มกำลังผลิตที่สูงเกินความจำเป็น หรือไม่ เนื่องจากในปัจจุบัน น่าจะมีผู้ผลิตไฟฟ้า IPS จากพลังงานแสงอาทิตย์อยู่เป็นจำนวนมาก อาทิ Solar Farm,Solar Floating และ Solar Rooftop อีกทั้งจากข้อปฏิบัติของสำนักงาน กกพ. ในการเก็บข้อมูลผู้ผลิตไฟฟ้า IPS ที่ได้รับการยกเว้นใบอนุญาต (แต่ต้องมาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ.) จึงทำให้ข้อมูลที่นำใช้ในการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระบบอาจมีความคลาดเคลื่อนได้สูงจากแนวโน้มของ IPS ที่จะมีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งเพิ่มมากขึ้นเรื่อยๆ จนกระทั่งสามารถส่งผลกระทบต่อระบบความมั่นคงของระบบไฟฟ้าได้ หากไม่นำข้อมูลตัวเลขนั้น มาพิจารณาร่วมในการทำแผนด้วย
ดังนั้นภาพรวมตัวเลขกำลังผลิตไฟฟ้าของไทยในปี พ.ศ. 2580 (ปลายแผน PDP) ที่ 112,391 MW จึงน่าจะสูงไปและนำไปสู่การก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เกินความจำเป็นในอนาคต ซึ่งอาจจะเป็นภาระในค่าไฟฟ้าฐานของประเทศ
3.หากพิจารณากำลังผลิตไฟฟ้าที่พึ่งได้ในภาคใต้ จะเห็นได้ว่า ภาคใต้ควรมีโรงไฟฟ้ามั่นคงเพิ่มให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ ตามหลักการ Distributed Generation (โรงไฟฟ้าควรอยู่ใกล้บริเวณที่มีการใช้ไฟฟ้ามาก) โดยควรย้ายโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก (ใหม่) 1,400 เมกะวัตต์ ไปอยู่ที่ภาคใต้แทนที่จะวางขยายสายส่งเพิ่มเติมลงไป (ซึ่งอาจทำให้เกิดอุบัติเหตุไฟฟ้าดับทั่ว 14 จังหวัดภาคใต้เหมือนที่เคยเกิดเมื่อเดือนพฤษภาคมพ.ศ. 2556 ได้)
นอกจากนี้ความเป็นไปได้ของตัวเลขในการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีมากถึง 6,705 เมกะวัตต์ในภาคใต้นั้น จะสามารถทำได้จริงหรือไม่? เนื่องจากต้องใช้ที่ดินมากถึง 40,230 – 67,0502 ไร่ อีกทั้งภาคใต้ของไทยได้รับอิทธิพลของลมมรสุม 2 ทิศทาง ทั้งมรสุมตะวันตกเฉียงใต้ และมรสุมตะวันออกเฉียงเหนือ ทำให้มีฝนตกชุกและกระจายสม่ำเสมอเกือบตลอดทั้งปี จึงไม่น่าจะมีแสงแดดเพียงพอ
สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในภาคใต้ให้ได้ตามแผน PDP ฉบับนี้ จึงควรพิจารณาสร้าง/ขยายโรงไฟฟ้าก๊าซฯ ของ กฟผ. ที่ภาคใต้ตอนบน ซึ่งมีความพร้อม และจะใช้เงินลงทุนด้านสายส่งน้อยลงด้วย 2 พื้นที่ในการติดตั้งพลังแสงอาทิตย์ 6-10 ไร่ต่อเมกะวัตต์ ขึ้นอยู่กับเทคโนโลยี3 / 8
4.การนำเกณฑ์ LOLE (Loss of Load Expectation) ซึ่งเป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดระดับความมั่นคงของระบบไฟฟ้ามาใช้แทนเกณฑ์ Reserve Margin จะมีความเหมาะสมเพียงใดเนื่องจากหลักคิดของ LOLE และ Reserve Margin มีความแตกต่างกัน โดยหลักคิดของ LOLE คือ การให้ demandมากกว่า supply เล็กน้อย โดยคำนวณเป็นจำนวนชั่วโมงต่อปีที่คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าจะเกินความสามารถในการจ่ายพลังงานของระบบไฟฟ้า และพิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าตลอดทุกช่วงเวลา
ในขณะที่หลักคิดของ Reserve Margin คือ การให้ supplyมากกว่า demand อยู่ตลอดเวลา เช่นไม่ควรเกิน 15% ของ peak demand เนื่องจากไฟฟ้ากักเก็บไม่ได้ โดยที่เกณฑ์ Reserve Margin จะพิจารณาเพียงแค่จุดเวลาที่เกิดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) เท่านั้น
ดังนั้นหากนำเฉพาะแต่เกณฑ์ LOLE มาใช้ อาจนำไปสู่โอกาสเกิดไฟฟ้าดับเป็นวงกว้างได้ เนื่องจากในระบบจะไม่มี Standby reserve และ Spinning reserve ซึ่งจะทำให้ศูนย์ควบคุมระบบของ กฟผ. ไม่สามารถเรียกกำลังการผลิตตอบสนองกับความต้องการไฟฟ้าส่วนเกินนี้ได้ อีกทั้งหากโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่เสถียรจึงอาจจะไม่สามารถผลิตไฟฟ้าเป็น Base Load ได้ รวมถึงหากยังไม่สามารถพัฒนาเทคโนโลยีการกักเก็บแบตเตอรี่ให้มีต้นทุนการเก็บไฟต่อหน่วยที่ต่ำมากได้ ก็จะเป็นความเสี่ยงที่อาจทำให้เกิดไฟฟ้าดับ
ทั้งนี้การนำเกณฑ์ LOLE มาใช้เป็นตัวชี้วัด ความมั่นคงของระบบฯเพียงค่าเดียวจึงเป็นความเสี่ยง เนื่องจาก ค่า LOLE ที่กำหนดให้ไม่เกิน 0.7 วัน/ปี นั้นจะสะท้อนถึงความมั่นคงของระบบฯ เพียงใด และเหตุใดค่า LOLE ที่ 0.7 วัน/ปี ถึงเป็นการกำหนดในปี 2575 การกำหนดเกณฑ์ความมั่นคงเช่นนี้อาจนำไปสู่การสร้างโรงไฟฟ้าฐานเพื่อไปเป็น Backup แก่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีมากเกินไป ซึ่งจะทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าฐานเพิ่มขึ้น และทำให้ค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายสูงเกินกว่าที่ควรจะเป็น จึงควรพิจารณาระดับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้ง LOLE และ Reserve Margin ควบคู่กันไป
5.ราคาค่าไฟฟ้าตลอดแผนที่เป็น Levelized price = 3.8704 บาท/kWh นั้น ไม่สามารถสอบทาน ที่มาของข้อมูลหรือสมมติฐานที่จะสนับสนุนได้ และหากยังต้องมีการเพิ่มกำลังการผลิตของพลังงานหมุนเวียนสูงถึง 50% รวมถึงการพยากรณ์ที่อาจนำไปสู่การสร้างโรงไฟฟ้าฐานใหม่เกินความจำเป็น การแสดงค่าไฟฟ้า ที่ใกล้เคียงกับอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบัน จึงไม่น่าเชื่อถือและไม่น่าจะเป็นไปได้ จะเป็นการสร้างความคาดหวังเกินจริงให้กับผู้บริโภคอีกด้วย
6.แนวทางลดปริมาณการปล่อย CO2 ปี 2573 (ค.ศ. 2030) ที่ประมาณ 34% (77.7 MtCO2) นี้นับว่าไทยทำได้ดีและสูงกว่าเจตจำนง NDC ที่กำหนดเป้าหมายขั้นต่ำในการลดก๊าซเรือนกระจกไว้ที่ 30% (หรือ 84 MtCO2) ภายในปี 2573 (ค.ศ. 2030) อันแสดงถึงความตั้งใจของภาคพลังงานที่จะลดก๊าซเรือนกระจกให้ดีกว่าเป้าหมายที่วางไว้ แต่การกำหนดเป้าหมายการปล่อย CO2 ในปีต่อๆ ไปจนถึง ค.ศ. 2037 ให้ต่ำลงไปอีก เพื่อที่จะพยายามให้เข้าสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality: CN) ในปีค.ศ. 2050 นั้น อาจจะเป็นการเพิ่มต้นทุนพลังงานของประเทศ และความพยายามดังกล่าวจะกระทบต่อระบบไฟฟ้าไทยในมิติของ Security และ Affordability
7.แผนเพิ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ในช่วงปี 2567 – 2580 นั้น มีข้อน่าสงสัยว่า เพราะเหตุใดกำลังการผลิตจากพลังงานแสงอาทิตย์ จึงมีตัวเลขที่แตกต่างกันมากในแต่ละปี ควรที่จะกระจายกำลังการผลิตตามสัญญาให้เท่า ๆ กันในทุกปี และกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ(Solar Floating) สามารถจะเพิ่มมากกว่านี้อีกได้ หากพิจารณาจากพื้นที่ที่มีศักยภาพของเอกชนในประเทศ นอกเหนือไปจากทำในพื้นที่เขื่อนของ กฟผ. เท่านั้น
8. การผสม Hydrogen 5% ลงในก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า น่าจะรอดูผลการทำจริงในต่างประเทศก่อน เพราะอาจเสียประสิทธิภาพพลังงาน (Efficiency loss) ไม่คุ้มค่า หรือไม่อาจปฏิบัติได้จริง (Not feasible) ซึ่ง H2 ที่จะใช้ ควรจะต้องเป็น Green Hydrogen เท่านั้น
9.เห็นด้วยกับการบรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ไว้ปลายแผน PDP 2024 ซึ่งเทคโนโลยี SMR เป็นเทคโนโลยีที่ใหม่มาก จึงจำเป็นต้องทำการเตรียมความพร้อมล่วงหน้าทั้งด้านกฎหมาย การเป็นภาคีความตกลงระหว่างประเทศด้าน Nuclear Safety การเตรียมความพร้อมของบุคลากร โครงสร้างพื้นฐาน และการกำกับดูแลมีแผนบริหารจัดการที่ชัดเจน และต้องให้ความรู้และความเข้าใจ รวมถึงสร้างการยอมรับกับประชาชนด้วย
10. เห็นด้วยกับ Pump Hydro Storage (PHS) และ BESS ซึ่งเป็นระบบกักเก็บพลังงานที่มีความสำคัญ ในการรักษาเสถียรภาพและสมดุลของระบบไฟฟ้า เมื่อมีพลังงานหมุนเวียน เข้ามาในระบบมากขึ้น โดยควรศึกษาพื้นที่ศักยภาพ(Potential Sites) สำหรับการพัฒนาสร้าง PHS เพิ่มเติม เนื่องจากเป็นการใช้ทรัพยากรในประเทศ และเพิ่มความเป็นอิสระด้านพลังงาน (Energy Independence) ของประเทศชาติ
11. พิจารณาการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้งที่เป็นชีวมวลรุ่นแรกๆ ที่ได้ Adder และที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in-Tariff (FiT) โดยไม่ต้องมีค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าความพร้อมเดินเครื่อง เพื่อจ่ายไฟฟ้า (ค่า AP = 0) และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากค่าพลังงานไฟฟ้า (EP) เพียงอย่างเดียว โดยให้กรรมสิทธิ์ในใบรับรองการผลิตพลังงานหมุนเวียน (REC) หรือคาร์บอนเครดิต (Carbon Credit) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ได้รับการต่ออายุสัญญาเป็นกรรมสิทธิ์ของการไฟฟ้าฯ ในฐานะผู้รับซื้อหรือภาครัฐ ซึ่งจะทำให้ไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ
12. โรงไฟฟ้าถ่านหินที่ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ควรต่ออายุโรงไฟฟ้าถ่านหิน BLCP ที่มาบตาพุด เพื่อรักษาความมั่นคงในระบบและถ่วงดุลค่าไฟฟ้า โดยไทยมีการลงนามความร่วมมือกับต่างประเทศในการศึกษาและพัฒนาโรงไฟฟ้าถ่านหิน BLCP ในการใช้แอมโมเนียเป็นเชื้อเพลิงร่วมในโรงไฟฟ้า เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งหากผลการศึกษามีความคุ้มค่า และโรงไฟฟ้าจะต้องถูกปลดจากระบบในปี 2575 ก็จะเป็นการเสียโอกาสในการนำมาใช้งานจริงอีกทั้งความจำเป็นในการสร้างโรงไฟฟ้าลิกไนต์แม่เมาะในภาคเหนือ (ทดแทนโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุ) ต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำ จะมีการใช้เชื้อเพลิงชีวมวลร่วมกับถ่านหินลิกไนต์ (Biomass co-firing) มากขึ้น
13.พิจารณาการต่ออายุโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ IPP/SPP ซึ่ง ต้องมีการแบ่งสัดส่วนกำลังการผลิตเพื่อความมั่นคงโดยกำลังการผลิตส่วนเหลือ ให้เป็นการ bidding ผ่านกลไกของตลาดซื้อขายกำลังการผลิตไฟฟ้า (Capacity Market) แทนการทำสัญญา PPA ระยะยาวของกำลังการผลิตทั้งหมด ซึ่งจะเป็นการเปลี่ยนผ่านเข้าไปสู่ตลาดไฟฟ้าที่มีการแข่งอยขันเสรีเต็มรูปแบบ
อย่างไรก็ตามยังได้ให้ความคิดเห็นต่อร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2567-2580 (Gas Plan 2024) ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Potential Gas ช่วงปลายแผนพยากรณ์สูงเกินไป ด้วยปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่มีแนวโน้มลดลง หากยังไม่มีนโยบายในการสำรวจเพิ่มเติม อีกทั้งการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากพม่าที่อาจจะลดลงจากปัญหาภายในของพม่าเอง ซึ่งทำให้การจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามแผน และไม่น่าจะทำให้ค่าไฟฟ้าถูกลงได้
นอกจากนี้ภาครัฐควรต้องพิจารณาความเสี่ยงด้านการบริหารจัดหาก๊าซธรรมชาติทางท่อจากแหล่งในอ่าวไทย เมียนมาและที่พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) ว่าจะมีเพียงพอหรือไม่ รวมทั้งถ่วงดุลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวLNG ระหว่างการซื้อสัญญาระยะยาว (Long-term contract) กับปริมาณการซื้อจากตลาดจร (Spot LNG)อย่างเหมาะสม
