กลุ่มปฏิรูปพลังงานฯย้ำต้องทบทวนแผนพีดีพีใหม่ แย้งกำลังผลิตไฟฟ้าล้นเกินจำเป็น ห่วงเปิดช่องทุนใหญ่ตั้งโรงไฟฟ้า ยึดหลักโรงไฟฟ้าต้องอยู่ใกล้ผู้ใช้

การจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ  พ.ศ.2567-2580  หรือ (PDP2024) ถือเป็นแผนสำคัญในการวางรากฐานปริมาณไฟฟ้าให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ในระยะยาว เพื่อสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ  ซึ่งปัจจุบันแผน PDP ล่าสุดแม้จะผ่านการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนไปแล้ว แต่ในสาระสำคัญยังมีข้อสังเกต ข้อกังวลที่ยังไม่สมบูรณ์ที่ต้องมีการปรับแก้ไข 

ก่อนหน้านี้แกนนำกลุ่มปฏิรูปพลังงานเพื่อความยั่งยืน หรือ ERS พร้อมเทคโนแครตด้านพลังงาน นำโดย ดร.ปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ ดร.คุรุจิต นาครทรรพ ดร.พรายพล คุ้มทรัพย์  ได้ออกมาคัดค้านการจัดทำร่าง PDP2024  มีประเด็นใหญ่ที่ควรปรับปรุงหลายด้าน  โดยเฉพาะการประมาณการความต้องการไฟฟ้าในระบบในอีก 14 ปีข้างหน้ามีสัดส่วน 1.12 แสนเมกะวัตต์  ไม่สอดคล้องกับภาวะการเติบโตของเศรษฐกิจไทยและพัฒนาการผลิตไฟฟ้านอกระบบ เพื่อหลีกเลี่ยงการเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าและสร้างโรงไฟฟ้าในระบบที่มากเกินความจำเป็น

ดร.คุรุจิต นาครทรรพ  อดีตปลัดกระทรวงพลังงาน  กล่าว่า ในช่วงปลายแผนปี 2580 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้า 1.12 แสนเมกะวัตต์ สูงกว่าปัจจุบันมากว่า 2 เท่า ซึ่งสัดส่วนที่เพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับอัตรการเติบโตทางเศรษฐกิจและการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน อย่างแสงอาทิตย์ (โซลาร์เซล) พลังงานลม เข้ามาจำนวนเยอะมาก  เป็นห่วงในเรื่องสำรองไฟฟ้าที่จะสูงเกินไป เพราะการมีสำรองไฟฟ้าสูงจะมีการบวกค่าลงทุนโรงไฟฟ้าเข้าไปในค่าไฟฟ้าฐาน  อยากให้มีการทบทวนตัวเลขพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าใหม่
ปัจจุบันกำลังการผลิตไฟฟ้ามีอยู่ 51,000 เมกะวัตต์  แต่ปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปีนี้อยู่ที่ 36,000  เมกะวัตต์ สะท้อนว่าเรามีสำรองไฟฟ้ามากกว่า 40-45%  ในขณะที่มาตรฐานควรมีอยู่ 15%  เป็นการประเมินที่ผิดพลาดหรือเปล่า 

นอกจากนี้พลังงานหมุนเวียนยังตอบโจทย์ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องการประหยัดค่าใช้จ่ายมีการติดตั้งโซลาร์เซล ไว้ใช้เองมากขึ้นในภาคอุตสาหกรรม  โดยตัวเลขที่พบมีปริมาณไฟฟ้าที่ไม่ได้เข้าระบบอย่างต่ำ 3,000 เมกวัตต์  เป็นต้นเหตุที่ทำให้เกิดไฟพีคในช่วงกลางคืนแทน เนื่องจากกลางวันใช้ไฟฟ้าที่ผลิตเอง
ดังนั้น การมีโรงไฟฟ้าในแผน PDP ไว้จำนวนมาก ควรมีการเจรจาเลื่อนการจ่ายไฟฟ้าออกไป ซึ่งไม่ได้หมายถึงให้ลดกำลังการผลิต  แต่ค่าควาพร้อมจ่ายจะไม่ต้องคำนวณ หรือมีสูตรที่จะยืดหยุนได้หรือไม่ ขึ้นอยู่กับการเจรจา ที่ผ่านมารัฐไม่เคยไปเจรจากับเอกชนมีแต่เอกชนมาขอเจรจากับรัฐ 

ขณะที่ ดร.ปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ อดีตรมว.พลังงาน กล่าวว่า ต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เกิดจากค่าลงทุน ซึ่งกรณีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) จะอยู่ในค่าไฟฟ้าฐาน และที่ผ่านมากฟผ.ก็ช่วยรับภาระค่าไฟอยู่แล้วกว่าแสนล้านบาท  แต่ในส่วนของการซื้อไฟฟ้าจากเอกชน มี 2ส่วนคือ ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payments : AP) หรือ เอพี และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payments : EP)  โดยค่าเอพีสะท้อนในเรื่องของการลงทุน ดังนั้นกฟผ.ในฐานะผู้ซื้อไฟฟ้าจากเอกชน นั้นหากเป็นในบางประเทศจะมีการเจรจา ยืดจ่ายค่าเอพี ออกไปก็จะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ เป็นวิธีการที่ทำกันทั่วไปแต่เราไม่เคยคิดที่จะนำวิธีการนี้มาใช้เหมือนยืดวันจ่ายไฟฟ้าหรือ COD ออกไป  

“ค่าพยากรณ์ที่สูงเกินนั้นทำให้เกิดการวางแผนลงทุนสร้างกำลังผลิตใหม่ที่ไม่มีความคุ้มค่าจนเกิดโครงการพิเศษบางโครงการขึ้นมา ทำให้เกิดความสิ้นเปลือง เกิดเป็นต้นทุนแฝงที่จะเป็นภาระต่อผู้บริโภคภายใต้ระบบการกำหนดค่าไฟฟ้าในปัจจุบันที่ต้นทุนทั้งหมดจะถูกนำไปคำนวณรวมผ่านไปสู่ผู้บริโภค”
สำหรับนโยบายส่งเสริมพลังงานทดแทน ราคาขายไฟฟ้าจาก่พลังงานทดแทนดังกล่าวควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยมาตรการที่ดำเนินการได้ทันที คือการรับซื้อไฟฟ้าควรกำหนดให้เป็นโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Farm) และพลังงานลม (Wind Farm) ที่ต้องพ่วงการติดตั้งแบตเตอรี่หรือระบบจัดเก็บพลังงาน (Energy Storage) ที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถผลิตและจ่ายไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (Firm)เนื่องจากต้นทุนของการผลิตไฟฟ้า รวมทั้งราคาของแบตเตอรี่จัดเก็บพลังงานที่ลดลงมาก และยังมีแนวโน้มถูกลงอีก

ขณะเดียวกันควรใช้ระบบการประมูลแข่งขันด้านราคาไฟฟ้าเสนอขายโดยมีเพดานที่เหมาะสมเพื่อให้ได้ค่าไฟฟ้าที่ถูกลง เป็นปัจจัยหลักในการคัดเลือกโครงการพลังงานหมุนเวียนใหม่ โดยประกาศหลักเกณฑ์และกติกาในการพิจารณาให้ทราบล่วงหน้าเพื่อให้เกิดความโปร่งใส รวมทั้งให้มีการประมูลเสนอราคาโครงการซื้อไฟฟ้าพลังน้ำในต่างประเทศด้วย และควรส่งเสริมการเชื่อมโยงระบบสายส่งไฟฟ้าอาเซียน (ASEAN Power Grid) ให้เป็นโครงสร้างพื้นฐานในการค้าขายไฟฟ้าข้ามพรมแดนซึ่งประเทศไทยจะได้ประโยชน์จากการเป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ

นอกจากนี้กลุ่มปฏิรูปพลังงานฯยังมีการเสนอให้ปรับปรุงโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในประเทศให้มีการแข่งขันเสรีด้านราคาและคุณภาพบริการ ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าสามารถขายไฟฟ้าตรงให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยใช้บริการสายส่ง และสายจำหน่ายของการไฟฟ้า (Third Party Access: TPA) โดยมีการคิดค่าบริการผ่านสายส่ง/จำหน่าย (Wheeling Charges) ที่เป็นธรรม ซึ่งในภาวะที่กำลังการผลิตไฟฟ้าติดตั้ง (Contracted Capacity) อยู่ในระดับสูง (51,000 MW เช่นในปัจจุบัน) เมื่อเทียบกับความต้องการสูงสุด (Peak Demand) ในระบบ (36,000 MW) ค่าไฟฟ้าควรที่จะลดลงตามกลไกของอุปทานอุปสงค์หากกิจการไฟฟ้ามีการแข่งขันที่เสรี

การดำเนินการจำเป็นต้องแยกระบบสายส่งไฟฟ้าและศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ให้เป็นอิสระจากการผลิตไฟฟ้า และมีกลไกในการสร้างความสมดุลในระบบไฟฟ้า โดยกำลังการผลิตจากโรงไฟฟ้าใหม่ไม่ควรเป็นลักษณะของสัญญาซื้อขายระยะยาว (PPA) เช่นในปัจจุบัน ในโครงสร้างกิจการไฟฟ้าเสรีที่เป็น Contestable market  (ใช้กันทั่วโลก สิงคโปร์ ยุโรป สหรัฐ ส่วนใหญ่ใช้กัน) ซึ่งจะไม่มีการประมูลและคัดเลือกกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่แบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวอีกต่อไป  โดยทั้ง กฟผ. หรือรัฐวิสาหกิจและภาคเอกชนสามารถจะลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าได้อย่างอิสระ แต่ความเสี่ยงทั้งหมดจะอยู่ที่ผู้ผลิตไฟฟ้านั้นๆ ที่จะต้องแข่งขันกันที่อัตราค่าบริการ 

ทั้งนี้ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) จะเป็นผู้เลือกการผลิตที่เสนอราคาขาย (Bid Tariff) เข้ามาต่ำที่สุดในแต่ละช่วงเวลา อนึ่ง ผู้สนใจลงทุนรายใหญ่ที่ต้องการใช้ไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เช่น Data Centre หรือ Digital Hub ที่เป็นข่าว ก็จะต้องสามารถเลือกทำสัญญาซื้อไฟฟ้าจากการผลิตที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมผ่านระบบสายส่งได้ด้วย 

นอกจากนี้ในประเด็นโรงไฟฟ้าใหม่หรือการขยายกำลังผลิตของ กฟผ. ควรจะมีกรอบการดำเนินการที่คล้ายคลึงโรงไฟฟ้าเอกชนมากขึ้นเพื่อเตรียมการเปลี่ยนผ่าน  เมื่อมีการแยกระบบสายส่งและศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าให้เป็นอิสระจากการผลิตไฟฟ้าแล้ว ภาคการผลิตของ กฟผ. ก็ควรจะมีสิทธิสร้างหรือประมูลสร้างโรงไฟฟ้าแข่งกับเอกชนได้ด้วย

ส่วนประเด็นการดูแลไฟฟ้าในภาคใต้ตามแผน PDP2024 ไม่ควรกำหนดให้มีการสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (IPP) ขึ้นใหม่ในภาคตะวันตก ที่กำหนดไว้ 1,400  เมกะวัตต์ เนื่องจากเป็นการเอื้อต่อผู้ประกอบการเอกชนเฉพาะบางรายและจะทำให้มีต้นทุนซ่อนเร้นในการปรับปรุงวางสายส่งที่มีระยะทางไกลมายังภาคใต้ เกิด Energy Loss และขัดต่อหลักการ Distributed Generation แต่ควรใช้วิธีประเมินต้นทุนรวมและเปิดประมูลราคาเปรียบเทียบกับทางเลือกอื่นๆ ด้วย เช่น สร้างโรงไฟฟ้าก๊าซที่นำเข้า LNG ในภาคใต้ หรือเพิ่มกำลังผลิตพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพ (รวมถึงชีวมวลและไฟฟ้าจากขยะ) ในภาคใต้    โดยยึดหลักสร้างโรงไฟฟ้าให้ใกล้กับผู้ใช้

อย่างไรก็ตามความตั้งใจของรัฐบาลในการดูแลอัตราค่าไฟฟ้า หากต้องการลดค่าไฟฟ้าให้ได้ในระดับต่ำกว่า 4 บาทต่อหน่วย ถ้ายังใช้วิธีเดิมคือให้ กฟผ.รับภาระค่าไฟฟ้าแต่ในที่สุดก็จะต้องเป็นภาระต่อผู้บริโภคอยู่ดี เช่น เวลาต้นทุนลดลงค่าไฟฟ้าก็จะไม่ได้ลด หรือถ้าจะให้ กฟผ. เป็นหนี้แสนล้านก็ไม่สามารถทำได้ตลอดไป 

ขณะเดียวกันในระยะสั้นหากต้องการลดค่าไฟฟ้าควรเจรจาแก้ไขสัญญา PPA กับผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) เพื่อเลื่อนหรือยืดระยะเวลาการคำนวณและคิดราคาค่าความพร้อมจ่ายออกไปเป็นระยะเวลาหนึ่งก่อนเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้า  แม้ภาครัฐจะไม่เคยปฏิบัติในเรื่องนี้มาก่อน ก็คงถึงเวลาที่ต้องหาช่องทางบริหารจัดการให้เห็นผลเป็นรูปธรรมพิสูจน์ฝีมือและความจริงใจในการช่วยเหลือประชาชน