ดร.ภิญโญ มีชำนะ

บทความที่แล้ว [1] ผมได้อธิบายไปว่า ยิ่งใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้นเท่าใด ค่าไฟฟ้าก็ยิ่งแพงมากขึ้นเท่านั้น โดยได้ยกตัวอย่าง เดนมาร์ก เยอรมนี สเปน และอิตาลี ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้าในสัดส่วนที่มากจนค่าไฟฟ้าแพงขึ้น และเท่าที่ทราบยังไม่เคยมีประเทศใดที่ใช้พลังงานหมุนเวียนด้วยพลังงานลมหรือแสงอาทิตย์มาผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจะมีค่าไฟฟ้าเท่าเดิมหรือถูกลง มีแต่จะแพงขึ้น และได้อธิบายเรื่องต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนว่าจะคิดต้นทุนเฉพาะฝ่ายผู้ลงทุนติดตั้งเทคโนโลยีผลิตพลังงานหมุนเวียนแต่ฝ่ายเดียวไม่ได้ เพราะเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนปัจจุบันได้ถูกพัฒนามาจากระบบเดิมที่ผลิตไฟฟ้าในระบบที่เป็นอิสระที่ไม่ต้องเกาะเกี่ยวเข้าไปในระบบผลิตไฟฟ้าของ Grid ที่เรียกว่า “Off-Grid”
แต่เทคโนโลยีที่พัฒนาขึ้นมาใหม่ในปัจจุบันนี้จะเกาะเกี่ยวเข้ามาเป็นส่วนหนึ่งของระบบผลิตไฟฟ้าของ Grid ที่เรียกว่า “On-Grid” ซึ่งเมื่อมีผู้ติดตั้งเทคโนโลยีผลิตไฟฟ้าหมุนเวียนเข้ามาแบบ On-Grid จำนวนมากขึ้น ก็จะไปรบกวนระะบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid เดิม จนอาจทำให้เสถียรภาพ (stability) ของระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid ลดลง อันมีสาเหตุจากความผันผวนของพลังลมและแสงอาทิตย์ (ที่มักมาไม่เป็นเวลาและไม่สม่ำเสมอแน่นอน) ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Grid มีภาระที่จะต้องลงทุนเทคโนโลยีที่ซับซ้อนและมีราคาแพงเพื่อนำมาป้องกันหรือแก้ปัญหาดังกล่าว มิฉะนั้นแล้วผลกระทบนี้อาจรุนแรงจนส่งผลทำให้มีเกิดความไม่มั่นคง (insecurity) ของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Grid ใหญ่ของประเทศได้ และนี่เป็นสาเหตุที่ทำให้ต้นทุนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ “On-Grid” โดยรวมแพงขึ้น มิได้ถูกลงแต่อย่างใด
จากที่รัฐบาลปัจจุบันมีนโยบายเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ที่จะเพิ่มจาก 30% เป็น 40% เมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2580 ซึ่งจะต้องมีการเตรียมการเพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาความไม่เสถียรในระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid ซึ่งตามแผน PDP2018 นั้น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ถูกกำหนดมีหน้าที่จะต้องลงทุนติดตั้งเทคโนโลยีที่มีราคาแพงนี้เพื่อป้องกันการเกิดปัญหาเสถียรภาพในระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid
ดังนั้น การคิดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของไทยว่ากำลังจะใกล้ถึงจุด Grid Parity (ที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนลดต่ำลงมาจนกระทั่งเท่ากับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ Grid) หรือไม่นั้น เราต้องคิดต้นทุนรวมของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งระบบ คือต้องคิดต้นทุนของฝ่ายที่ลงทุนติดตั้งเทคโนโลยีผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน บวกกับต้นทุนของฝ่ายที่ทำหน้าที่ผลิตไฟฟ้า ซึ่งก็คือ กฟผ. (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) ที่จะมีภาระที่ต้องลงทุนเพิ่มขึ้นด้วย จะคิดเฉพาะต้นทุนของฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งแบบแยกส่วนไม่ได้
ในที่นี้จะขออธิบายต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าทั่วๆ ไป ก่อนที่จะมาอธิบายในรายละเอียดเฉพาะโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนต่อไป
ต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุโครงการโรงไฟฟ้าทั่วๆไปเรียกว่า Levelised Cost of Electricity (LCOE) คือ ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุของโรงไฟฟ้าหารด้วยปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ ดังนั้น การคำนวณ LCOE ของโครงการโรงไฟฟ้าทั่วไปต้องพิจารณาทุกปัจจัยที่ก่อให้เกิดต้นทุนของการผลิตไฟฟ้า เช่น ต้นทุนค่าที่ดิน ต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า ต้นทุนค่าการเดินเครื่อง ต้นทุนราคาเชื้อเพลิงตลอดอายุของโรงไฟฟ้า โดยต้นทุนที่เกิดขึ้นตลอดอายุของโรงไฟฟ้าจะถูกปรับมูลค่าตามหลักการคิดมูลค่าเงินตามเวลา (Time value of money) เพื่อสะท้อนถึงต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุโครงการโรงไฟฟ้า [2]
ดังนั้น โรงไฟฟ้าต่างชนิดไม่ว่าจะใช้เชื้อเพลิงชนิดใดๆ ก็ตาม เช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน หรือก๊าซธรรมชาติ หรือน้ำมัน หรือนิวเคลียร์ หรือพลังงานลม หรือพลังงานแสงอาทิตย์ หรืออื่นๆ ต่างก็จะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้า หรือ LCOE ที่แตกต่างกัน การเปรียบเทียบค่าไฟฟ้าว่าจะถูกหรือแพงจึงมักจะคิดแบบง่ายๆ โดยดูจากต้นทุน LCOE ของการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าชนิดต่างๆ นี่เอง
แต่สำหรับเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนประเภทลมหรือแสงอาทิตย์ที่ยังไม่เสถียรจะคิดต้นทุนแบบง่ายๆ เช่นนั้นไม่ได้ เนื่องจากพลังงานหมุนเวียนไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตลอดเวลา 24 ชั่วโมงใน 1 วัน จะต้องรวมเอาต้นทุนของการที่จะทำให้ระบบการผลิตไฟฟ้ารวมในระบบ Grid ทำงานเพื่อให้เกิดความเสถียรด้วย ในอดีตการคิดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานหมุนเวียนหรือ LCOE ของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจะสูงกว่า LCOE ของโรงไฟฟ้าหลักหรือโรงไฟฟ้าฐาน (เช่น โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ หรือถ่านหิน หรือนิวเคลียร์)
แต่ปัจจุบันมีการคาดการณ์ว่า LCOE ของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีแนวโน้มที่จะลดต่ำลง เนื่องจากแผงโซลาร์และกังหันลมมีราคาถูกลงเรื่อยๆ จนอาจถึงจุดที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า หรือ LCOE จากพลังงานหมุนเวียนลดต่ำลงมาเท่ากับ LCOE ของโรงไฟฟ้าหลักก็จะถึงจุดที่เรียกว่า “Grid Parity” ซึ่งเป็นความเข้าใจของคนส่วนใหญ่ซึ่งไม่ถูกต้อง
ผมขอยกเอาบทความเรื่อง The Cost Of Wind And Solar Intermittency เขียนโดย Earl J. Ritchie [3] มาอธิบายเพิ่มเติม ว่าการที่หลายๆ คนมักจะเข้าใจว่า ต้นทุน LCOE จากฝ่ายโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดูเหมือนจะลดลงเรื่อยๆ แต่ต้นทุนทางเทคนิคของฝ่ายที่จะต้องรักษาระบบไฟฟ้าของ Grid ให้มีเสถียรภาพนั้นกลับเพิ่มสูงมากกว่า เราเรียกต้นทุนทางเทคนิคนี้ว่า Integration Cost ซึ่งเมื่อรวมต้นทุนนี้กับ LCOE จะเป็นต้นทุนรวมทั้งระบบของการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่เรียกว่า System LCOE
ดังนั้น หากจะบอกว่าขณะนี้ไทยถึงจุด Grid Parity หรือไม่นั้นจะต้องใช้ต้นทุนรวมคือ System LCOE ของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในการคิดคำนวณ มิใช่ต้นทุน LCOE ดังที่คนส่วนใหญ่เข้าใจ
Integration Cost เปรียบเสมือน “ต้นทุนแฝง” ที่ฝ่ายผู้ติดตั้งเทคโนโลยีผลิตพลังงานไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนไม่ได้นำมาคิดเป็นต้นทุนของฝ่ายตน เพราะฝ่ายผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Grid (ในประเทศไทยคือ กฟผ.) จะเป็นผู้รับภาระต้นทุนส่วนนี้แทน
ดังนั้น พอต้นทุน LCOE ของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าพลังงานลมหรือแสงอาทิตย์ลดลง เนื่องจากอุปกรณ์ผลิตไฟฟ้าราคาถูกลง คนทั่วไปจึงมักเข้าใจผิดว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าถูกลงเพราะไม่ได้คิดรวมเอา Integration Cost ที่ กฟผ.จะต้องรับภาระนี้แทน
ปกติ Integration Cost จะน้อยเมื่อพลังงานหมุนเวียนที่จะนำเข้ามาในระบบไฟฟ้ามีสัดส่วนที่ไม่มากนัก เพราะกำลังสำรองที่เรียกว่า Spinning Reserve ของระบบผลิตไฟฟ้าของ Grid ใหญ่ของ กฟผ.จะสามารถจัดการแก้ปัญหาดังกล่าวได้ไม่ยากนัก แต่ Integration Cost จะเพิ่มสูงมากขึ้นเมื่อสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในระบบ Grid สูงขึ้น
ยกตัวอย่างคือ มีผู้ทำการศึกษาว่าการนำเอาพลังงานลมมาผลิตไฟฟ้า [4] โดยเพิ่มสัดส่วนพลังงานลมขึ้นเรื่อยๆ พบว่า Integration Cost กลับเพิ่มสูงขึ้น (ในที่นี้ Integration Cost จะมาจากหลากหลายกิจกรรมซึ่งเป็นเทคนิคทางวิศวกรรมไฟฟ้าที่ซับซ้อนซึ่งส่วนใหญ่เป็นเทคโนโลยีสมัยใหม่ที่มีการลงทุนสูงมีราคาแพง ซึ่งจะไม่อธิบายในที่นี้) จากกราฟจะเห็นว่าเมื่อเพิ่มสัดส่วนพลังงานลมเข้ามาในระบบ Grid มากขึ้นจะทำให้ System LCOE หรือต้นทุนรวมของระบบผลิตไฟฟ้าของพลังงานลมสูงขึ้น (ที่ผ่านมาแม้ว่าต้นทุนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน หรือ LCOE จะลดลงจากเทคโนโลยีที่มีราคาถูกลงเรื่อยๆ แต่กลับพบว่าต้นทุนของ System LCOE มักเพิ่มสูงขึ้นสวนทางมากกว่า LCOE ที่ลดลงมา)
และจากประสบการณ์ในประเทศพัฒนาแล้วที่ใช้พลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนที่สูงพบว่า ถ้าสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนมากกว่า 30% ก็จะเริ่มมีปัญหา และเมื่อสัดส่วนเพิ่มไปถึง 50% ปัญหาจะเกิดขึ้นอย่างมากมาย [5] ปัญหาที่ว่านี้ก็คือปัญหาทางด้านเทคนิคที่ได้อธิบายข้างต้นที่ฝ่ายผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Grid จะต้องลงทุนเพิ่มจนทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมเพิ่มมากขึ้น
อย่างไรก็ตาม จากการศึกษาของ TDRI ได้กล่าวถึงข้อมูลแบบจำลองทางการเงินของการไฟฟ้าในสหรัฐฯ ปี 2557 ที่แสดงให้เห็นว่าการติดตั้ง solar roof top เกิน 10% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด จะส่งผลกระทบต่อรายได้ของผู้ผลิตไฟฟ้า และราคาไฟฟ้าที่จะเพิ่มสูงขึ้น [6]
ดังนั้น หากนโยบายของรัฐมนตรีพลังงานท่านใหม่ที่ให้ทบทวนแผน PDP2018 โดยเพิ่มสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์เพิ่มจาก 30% เป็น 40% จึงควรศึกษาให้ถ่องแท้ เพื่อมิให้ส่งผลกระทบค่าไฟฟ้าในอนาคตจนเป็นที่เดือดร้อนของประชาชนทั่วไป
ในบทความตอนต่อไปจะอธิบายว่าใครได้-ใครเสีย จากนโยบายเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สูงขึ้น
อ้างอิง
[6] ‘ทีดีอาร์ไอ’ แนะรัฐปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่, กรุงเทพธุรกิจ, 11 กรกฎาคม 2560.