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

[1] จริงหรือที่ว่า “ต้นทุนค่าไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของไทยกำลังจะเข้าสู่จุด Grid Parity” โดย ดร.ภิญโญ มีชำนะ, 24 สิงหาคม 2562.

[2] ต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุโครงการโรงไฟฟ้า Levelised Cost of Electricity หรือ LCOE, Balance Energy, 13 กันยายน 2561.

[3] The Cost of Wind and Solar Intermitten by Earl J. Ritchie, Lecturer, Department of Construction Management, University of Houston, January 24,2017.

[4] Wind and Solar Power Seem Cheap Now, But Will The Cost Go Up As We Use More Of It? by Earl J. Ritchie, Lecturer, Department of Construction Management, University of Houston, February 7, 2017.

[5] The Shift To Renewables: How Far, How Fast? by Earl J. Ritchie, Lecturer, Department of Construction Management, University of Houston, October 17, 2016.

[6] ‘ทีดีอาร์ไอ’ แนะรัฐปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่, กรุงเทพธุรกิจ, 11 กรกฎาคม 2560.