ใครได้-ใครเสีย จากการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ให้มากขึ้น (ตอนที่ 1)

ดร. ภิญโญ มีชำนะ

ผมได้อธิบายต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบทความก่อน[1] อย่างไรก็ตาม เพื่ออธิบายเรื่องนี้ให้เข้าใจให้เห็นภาพชัดเจนจะใช้ภาพอธิบายให้เข้าใจแบบง่ายๆว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มี 3 ส่วน [2][3] คือ

จริงหรือที่ว่า “ต้นทุนค่าไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของไทยกำลังจะเข้าสู่จุด Grid Parity”

ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนคิดอย่างไร

1. Leverized Cost of Electricity (LCOE) คือ ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุของโรงไฟฟ้าหารด้วยปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ การคำนวณ LCOE จะประกอบด้วยต้นทุนต่างๆ อันได้แก่ ต้นทุนค่าที่ดิน ต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า ต้นทุนค่าการเดินเครื่อง ต้นทุนราคาเชื้อเพลิงตลอดอายุของโรงไฟฟ้า เป็นต้น โดยต้นทุนที่เกิดขึ้นตลอดอายุของโรงไฟฟ้าจะถูกปรับมูลค่าตามหลักการคิดมูลค่าเงินตามเวลา (Time value of money) ซึ่ง LCOE ก็คือต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุโครงการโรงไฟฟ้า [4]

ดังนั้น โรงไฟฟ้าต่างชนิดไม่ว่าจะใช้เชื้อเพลิงชนิดใดๆก็ตามเช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน หรือก๊าซธรรมชาติ หรือน้ำมัน หรือนิวเคลียร์ หรือพลังงานลม หรือพลังงานแสงอาทิตย์ หรืออื่นๆ ต่างก็จะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้า หรือ LCOE ที่แตกต่างกัน การเปรียบเทียบค่าไฟฟ้าว่าจะถูกหรือแพงจึงมักจะคิดด้วยวิธีง่ายๆ คือดูจากต้นทุน LCOE ของการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าชนิดต่างๆนี่เอง

ปัจจุบัน รัฐบาลมีนโยบายที่จะให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ให้มากขึ้น โดยเฉพาะจะส่งเสริมให้ภาคประชาชนผลิตไฟฟ้าจาก solar roof top ซึ่งในบทความนี้จะอธิบายต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ เนื่องจากขณะนี้ได้มีการออกข่าวจนประชาชนส่วนใหญ่ทั่วไปเข้าใจว่าการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในระบบ Grid มีต้นทุนการผลิตที่ 3.60 บาทต่อหน่วย ซึ่งที่จริงแล้วต้นทุน 3.60 บาทที่ว่านั้นมาจากต้นทุนการผลิตที่หน้าโรงไฟฟ้า (Generation Cost) หรือ LCOE ที่ 2.72 บาท บวกกับค่าจัดจำหน่ายผ่านสายส่ง (Power Line) ที่ 0.88 บาท [ซึ่งการจัดจำหน่ายดำเนินการโดย การไฟฟ้าฝ่ายผลิต ร่วมกับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) หรือการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ส่งไฟฟ้าไปถึงผู้ใช้ไฟฟ้า] จึงทำให้มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้ารวมที่ 3.60 บาท

ที่จริงแล้ว LCOE จากโรงไฟฟ้าหลักในระบบ Grid ที่ควรนำมาเทียบกับ LCOE จากพลังงานหมุนเวียนเพื่อดูว่าไทยกำลังจะเข้าสู่ Grid Parity นั้นควรจะเป็น 2.72 บาท ไม่ใช่ 3.60 บาทอย่างที่เข้าใจกัน เพราะผู้ติดตั้ง solar roof top ไม่ได้ลงทุนสายส่ง แต่ได้อาศัยสายส่งไฟฟ้าของ กฟน.หรือ กฟภ. เพื่อส่งผ่านไฟฟ้าส่วนที่เกินความต้องการ (ในบางช่วงเวลา) เพื่อขายกลับเข้าไปใน Grid ไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่นๆในระบบ Grid จึงไม่น่าที่จะใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ 3.60 บาทมาเปรียบเทียบ ควรใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ 2.72 บาท อย่างไรก็ตามอาจมีผู้เห็นแย้งว่าควรใช้อัตราค่าไฟฟ้าเป็น 3.60 บาทต่อหน่วย ซึ่งคงจะเป็นประเด็นที่ถกเถียงกันต่อไป

2. Integration Cost เป็นต้นทุนที่ทางผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Grid เป็นผู้รับภาระเมื่อมีระบบการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์เข้ามาเกาะเกี่ยวกับระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid (ที่เรียกว่า On-Grid) Integegration Cost นี้จะแพงมากขึ้นเมื่อมีสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนเข้ามาในระบบการผลิตของ Grid เพิ่มขึ้น เพราะมันเป็นค่าใช้จ่ายในการทำให้ระบบการผลิตไฟฟ้าในระบบ Grid สามารถทำงานได้อย่างมีเสถียรภาพจากการเพิ่มสัดส่วนพลังงานงานหมุนเวียนที่มากขึ้นจนเกินกว่าความสามารถของระบบการผลิตไฟฟ้าจาก Grid ปกติจะจัดการได้ สำหรับ Integration Cost ในการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์มีรายละเอียดในทางเทคนิคที่ค่อนข้างซับซ้อน ซึ่งจะอธิบายให้เข้าใจแบบง่ายๆ ดังนี้

2.1 Grid Development Cost โดยเมื่อเราเพิ่มจำนวน solar roof top เข้ามาในระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid มากขึ้นก็จะทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้จัดส่งไฟฟ้าออกจำหน่าย (กฟผ.,กฟน. และกฟภ.) มีภาระต้องลงทุนเพื่อปรับปรุงและขยายสายส่งเพื่อให้สามารถรองรับระบบผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ที่เข้ามาในระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid ที่มากขึ้นด้วย ซึ่งก็ถือเป็นการลงทุนที่ดำเนินการโดยภาครัฐโดย กฟผ. กฟน. และ กฟภ. โดยฝ่ายผู้ผลิตไฟฟ้าจาก solar roof top ไม่ต้องรับภาระการลงทุนนี้แต่อย่างใด

2.2 Grid Backup Cost ค่าใช้จ่าย Integration Cost ที่สำคัญนี้ก็คือการลงทุนที่จะต้องสร้างโรงไฟฟ้าสำรอง (Backup Power Plant) เพื่อทำให้ระบบไฟฟ้าของ Grid สามารถทำงานได้โดยไม่เกิดความผันผวนในระบบ [เนื่องจากในบางขณะแสงอาทิตย์อาจไม่เพียงพอ (เพราะมีเมฆบัง) หรือช่วงกลางคืนที่ไม่มีแสงอาทิตย์จนทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าออกมาได้ตรงกับความต้องการในขณะนั้นๆได้] ซึ่งในทางทฤษฎีแล้วจะต้องสร้างโรงไฟฟ้าสำรองในอัตราส่วน 1:1 ยกตัวอย่างเช่น เมื่อติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีกำลังการผลิตรวม 1,000 เมกะวัตต์ ก็จะต้องสร้างโรงไฟฟ้าสำรองที่มีกำลังการผลิต 1,000 เมกะวัตต์ มาสำรองไว้ เพราะเมื่อเกิดเหตุที่ไม่มีแสงอาทิตย์เพียงพอ หรือในช่วงกลางคืนที่ไม่มีแสงอาทิตย์จนโรงไฟฟ้าไม่สามารถผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้า (load) ในขณะนั้นๆได้ จึงจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าสำรองเพื่อทำหน้าที่ค้ำจุน (backup) ระบบ Grid ให้ทำงานอย่างมีเสถียรภาพ มิฉะนั้นแล้วก็จะเกิดปัญหาไฟฟ้าขาดแคลนในบางช่วงบางเวลาจนถึงกับอาจต้องดับไฟฟ้าในบางพื้นที่ (เพื่อทำให้การผลิตไฟฟ้าในระบบเกิดความสมดุลระหว่างการผลิตไฟฟ้าและความต้องการใช้ไฟฟ้าในขณะนั้นๆ) ซึ่งการดับไฟฟ้าในบางพื้นที่จะสร้างความเดือดร้อนและเสียหายแก่ประชาชนในพื้นที่นั้นๆ (แต่หากไม่ดับไฟฟ้าเพื่อปรับสมดุลในระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid ก็อาจเกิดความเสียหายจนไฟฟ้าอาจดับเป็นบริเวณกว้างที่เรียกว่า Blackout ได้)

จะเห็นว่าถ้าเพิ่มสัดส่วนพลังงานแสงอาทิตย์ให้สูงมากเกินพอดีก็จะต้องมีการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าสำรองมากขึ้นเพื่อมาค้ำจุนระบบการผลิตไฟฟ้าจาก Grid ให้สามารถทำงานได้อย่างมีเสถียรภาพ ดังตัวอย่างที่กล่าวมา จะเห็นว่าเมื่อภาคประชาชนจะสร้างโรงไฟฟ้าแสงอาทิตย์ solar roof top กำลังผลิตรวม 1,000 เมกะวัตต์ ภาครัฐก็คือ กฟผ.จะต้องลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าสำรองอีก 1,000 เมกะวัตต์ จึงเป็นการลงทุนผลิตไฟฟ้าที่ซ้ำซ้อนกัน (ภาคประชาชนลงทุนสร้างโรงไฟฟ้า solar roof top ส่วนภาครัฐโดย กฟผ.ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าสำรอง) จึงทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวมสูงขึ้น (ภาระการสร้างไฟฟ้าสำรองจัดว่าเป็น Integration Cost สำคัญมากที่รัฐหรือ กฟผ.เป็นฝ่ายลงทุนเพื่อค้ำจุนระบบไฟฟ้า ภาคประชาชนผู้ติดตั้ง solar roof top ไม่ต้องรับภาระนี้)

อีกทั้งโรงไฟฟ้าสำรองนี้จะต้องเป็นโรงไฟฟ้าชนิดพิเศษที่สามารถรองรับการผลิตที่ผันผวนและผันแปรไปตามกับความไม่แน่นอน (intermittency) ของการผลิตไฟฟ้าจาก solar roof top [ซึ่งโรงไฟฟ้าชนิดพิเศษที่สามารถทำงานค้ำจุนระบบไฟฟ้าของ Grid เช่นนี้ ได้แก่ โรงไฟฟ้ากังหันก๊าซ (Open-Cycle Gas Turbine) หรือ Pumped Storage (เช่น เขื่อนลำตะคอง) เพราะการทำงานของโรงไฟฟ้าดังกล่าวมีลักษณะการทำงานที่รองรับความผันผวนอันเกิดจากพลังงานจากแสงอาทิตย์ได้ดี]

นอกจากจะต้องลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าสำรองกังหันก๊าซเพื่อทำหน้าที่เป็น Backup Power Plant ซึ่งถือว่าเป็นค่าใช้จ่าย Integration Cost ที่สำคัญแล้ว โรงไฟฟ้าสำรองยังจะมีค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องและบำรุงรักษาที่แพงอีกด้วย กล่าวคือ โรงไฟฟ้าชนิดนี้จะไม่ทำงานแบบต่อเนื่องตลอดเวลา คือจะเดินเครื่องหนักบ้าง เบาบ้าง หยุดบ้าง ในบางช่วงเวลาตามการผันแปรไม่แน่นอนของแสงอาทิตย์ที่มีมากบ้าง น้อยบ้าง หยุดบ้าง แล้วแต่สภาวะของแสงอาทิตย์ในขณะนั้นๆ จึงทำให้โรงไฟฟ้าสำรองนี้จะทำงานได้ไม่เต็มกำลังกับความสามารถ ในทางเทคนิคเรียกว่าโรงไฟฟ้าชนิดนี้ว่ามี plant factor ต่ำ (ลักษณะการทำงานจะคล้ายๆกับการขับรถยนต์ที่มีการเร่งเครื่องหนักบ้าง ผ่อนเบาบ้าง หรือหยุดเดินเครื่องบ้าง สลับกันไป) ทำให้มีค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องและบำรุงรักษาสูง

นอกจากนั้นแล้วการทำงานในลักษณะเช่นนี้จะส่งผลให้โรงไฟฟ้าหลัก [ที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน นิวเคลียร์ และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแบบความร้อนร่วม (combined cycle)] จะทำงานแบบไม่เต็มความสามารถเช่นกัน เนื่องจากพลังงานจากแสงอาทิตย์มาเบียดแย่งผลิตไฟฟ้าในบางช่วงเวลา จนทำให้ทำงานได้ไม่เต็มกำลังความสามารถ คือมี plant factor ลดต่ำลงจากเดิมอีกด้วย ส่งผลให้จะต้องมีค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าเหล่านี้เพิ่มขึ้นตามไปด้วย ซึ่งต้นทุนเหล่านี้ต้องนำมาคิดรวมเข้าไปเป็นส่วนหนึ่งของ Integration Cost ที่ กฟผ.จะต้องรับภาระค่าใช้จ่ายนี้ โดยผู้ผลิตไฟฟ้าภาคประชาชนไม่ต้องรับภาระนี้เลย

2.3.Grid Modernization Cost เนื่องจากจะเกิดความผันผวนในระบบการผลิตไฟฟ้าของ Grid จึงต้องใช้ Information Technology ที่ทันสมัยเข้ามาจัดการความผันผวนเพื่อให้ระบบไฟฟ้าในระบบ Grid มีความยืดหยุ่น (Flexibility) สูงขึ้น กฟผ.จะต้องลงทุนติดตั้งเทคโนโลยี Smart Grid เพื่อมาแก้ปัญหานี้ และถ้าเกิดความผันผวนในระบบมากอาจต้องแก้ปัญหาความผันผวนดังกล่าวโดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ภาคประชาชนต้องลงทุนปรับเปลี่ยน Inverter ชนิดธรรมดาไปเป็น Smart Inverter ที่มีราคาแพง ซึ่งเทคโนโลยีที่ทันสมัยที่จะนำมาใช้เพื่อแก้ปัญหาความผันผวนเหล่านี้เพิ่งจะมีการทดลองนำมาใช้ในประเทศที่พัฒนาแล้วบางประเทศเมื่อไม่นานมานี้ (ส่วนใหญ่เป็นประเทศที่สามารถผลิตเทคโนโลยีได้เอง หรือประชาชนมีรายได้สูงพอที่จะจ่ายค่าไฟฟ้าในราคาที่แพงได้ เช่น เยอรมนี และเดนมาร์กเป็นต้น) ค่าใช้จ่ายเหล่านี้รวมเรียกว่า Grid Modernization Cost ซึ่งปัจจุบันยังมีราคาแพงมาก

3. System Cost เป็นค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์รวมทั้งระบบ คือ LCOE ของการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ (ที่ภาคประชาชนผู้ติดตั้ง solar roof top จะเป็นผู้รับภาระการลงทุน) รวมกับ Integration Cost (ที่ภาครัฐ ซึ่งก็คือ กฟผ.จะเป็นฝ่ายที่ต้องรับภาระค่าใช้จ่ายที่สำคัญนี้)

เมื่ออธิบายมาถึงตรงนี้แล้ว ผมขอชี้ประเด็นให้เห็นว่า ที่มีการพูดว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์มีราคาถูกลงเนื่องจากต้นทุนแผงโซล่าร์และอุปกรณ์มีราคาถูกลงเรื่อยๆนั้น ผู้พูดกำลังหมายถึงการลงทุนที่มีค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้าที่เรียกว่า LCOE ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้า solar roof top เป็นผู้ลงทุน แต่ผู้พูดไม่ได้กล่าวถึง Integration Cost (จะด้วยความตั้งใจหรือจะด้วยความไม่เข้าใจก็ตาม) ที่ภาครัฐคือ กฟผ.เป็นฝ่ายที่จะต้องรับภาระนี้ด้วยการลงทุนที่สูง และค่าใช้จ่ายในส่วนนี้จะมากกว่า LCOE เสียอีก ทั้งนี้การลงทุนจนทำให้ Integration Cost เพิ่มสูงขึ้นมากนี้ ก็ทำไปเพื่อที่จะให้ระบบการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์สามารถเกาะเกี่ยวเข้ามาในระบบ Grid เพื่อช่วยผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มมากขึ้น โดยเมื่อคิดค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์โดยรวมทั้งระบบทั้งจากภาคประชาชนและภาครัฐในหลายๆประเทศพบว่า System Cost หรือค่าใช้จ่ายโดยรวมจะมีต้นทุนที่สูงกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าฐานเสียอีก ดังนั้น ที่กล่าวว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์มีต้นทุนที่ถูกลงจึงเป็นเรื่องเข้าใจผิด หรืออาจเป็นเรื่องจงใจที่จะไม่กล่าวถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้ารวมหรือ System Cost นั่นเอง

หมายเหตุ : ติดตามอ่าน “ใครได้-ใครเสีย จากการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ให้มากขึ้น ตอนที่ 2”

อ้างอิง

[1] ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนคิดอย่างไร, ดร.ภิญโญ มีชำนะ, THAIPUBLICA, 26 สิงหาคม 2562.

[2] Going Beyond LCOE: The Real Costs of Variable Renewable Energy by Adilla Fatimah, ASEAN Center for Energy, August 29, 2018.

[3] Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems, OECD Nuclear Energy Agency,2012.

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