EIC วิเคราะห์ความจำเป็นและแนวทางการเปลี่ยนผ่านของอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยสู่เป้าหมาย NET ZERO

• Facebook
• Twitter
• Line

EIC ธนาคารไทยพาณิชย์ วิเคราะห์ “ความจำเป็นและแนวทางการเปลี่ยนผ่านของอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยสู่เป้าหมาย NET ZERO”

• ภาคการผลิตไฟฟ้าเป็นต้นกำเนิดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สำคัญ คิดเป็นราว 30% ของปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทั่วโลก การเปลี่ยนผ่านของอุตสาหกรรมไฟฟ้าไปสู่การใช้พลังงานที่สะอาดขึ้น จึงเป็นกระบวนการสำคัญที่จะผลักดันให้โลกมุ่งสู่เป้าหมาย net zero เพื่อลดผลกระทบจาก climate change โดยอาศัยกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด และคลีนเทคที่ต้นทุนปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง
• การลงทุนในโรงไฟฟ้าพลังงานฟอสซิลไม่ใช่การลงทุนที่ความเสี่ยงต่ำอีกต่อไป เนื่องจากโครงการต้องเผชิญความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงนโยบายรวมถึงกฎเกณฑ์ด้านสิ่งแวดล้อมและการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่เข้มข้นขึ้น จนอาจนำไปสู่การเป็นสินทรัพย์ที่ลงทุนไปแล้วไม่ได้ใช้งาน (stranded asset)
• อุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยไม่อาจหลีกเลี่ยง Energy Transition ได้เช่นกัน เนื่องจากมีแรงผลักดันเพื่อทำตามเป้าหมาย
  ในระดับประเทศที่ไทยได้ประกาศไว้ ณ COP26 ว่าจะเป็น net zero ภายในปี 2065 รวมถึงแรงผลักดันของภาคเอกชนที่ต้องการทำตามเป้า net zero ในระดับองค์กรของตนเอง อีกทั้งเผชิญแรงกดดันจากนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของประเทศคู่ค้าที่มีแนวโน้มที่จะเข้มข้นขึ้น
• ภายในทศวรรษหน้า ไทยต้องเพิ่มการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดขึ้นอย่างมาก เพื่อรักษาความสามารถในการแข่งขันของประเทศในกรณีที่ประเทศคู่ค้าใช้นโยบายปรับคาร์บอน ซึ่งจะรวมผลกระทบจากการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเข้าไปเป็นต้นทุนสินค้า โดยหากสินค้าไทยถูกปรับคาร์บอนน้อยกว่าคู่แข่งจากการที่ไฟฟ้าของไทยมีสัดส่วนพลังงานที่สะอาดสูงกว่า ย่อมเป็นแต้มต่อให้ผู้ประกอบการไทยแข่งขันได้ในตลาดของประเทศคู่ค้า
• การที่ไทยมีความมั่นคงในด้านกำลังการผลิตไฟฟ้าสูง จะช่วยให้ประเทศสามารถให้ความสำคัญกับการลงทุนและปรับนโยบายเพื่อรองรับ energy transition ได้ โดยเฉพาะการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและการเร่งลงทุนในสมาร์ตกริด รวมถึงการปรับนโยบายที่ไม่ยืดหยุ่นจากการมีสัญญาผูกพันระยะยาว และเร่งปรับนโยบายที่เกี่ยวข้องกับด้าน 1) การจัดหาไฟฟ้าเพื่อลด grid emission factor (ค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานไฟฟ้า) 2) การสร้างกลไกตลาดเพื่อส่งผ่านต้นทุนอย่างโปร่งใส และ 3) การสนับสนุนการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด
• การออกแบบนโยบาย สร้างกลไกตลาด และนำคลีนเทคมาใช้อย่างเต็มศักยภาพ จะเป็นกุญแจสำคัญของอุตสาหกรรมไฟฟ้าและประเทศไทยเพื่อไปสู่เป้าหมาย Net Zero ตามที่ได้ประกาศไว้ต่อประชาคมโลก ซึ่งไม่เพียงมีผลดีด้านการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเท่านั้น แต่ยังเสริมสร้างความสามารถด้านการแข่งขันของประเทศอีกด้วย

คลีนเทคกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดขึ้นทั่วโลก

คลีนเทคมีบทบาทสำคัญอย่างมากในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคการผลิตไฟฟ้า ทำให้เกิดการลงทุนขยายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดขึ้นทั่วโลก

ภาคการผลิตไฟฟ้าเป็นแหล่งปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ใหญ่ที่สุด คิดเป็นราว 30% ของปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทั่วโลก โดยมีสาเหตุหลักมาจากกระบวนการเผาผลาญเชื้อเพลิงฟอสซิลในโรงไฟฟ้าพลังความร้อน (thermal generation) เช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และเครื่องปั่นไฟดีเซล ซึ่งเป็นเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าหลักทั่วโลก

เทคโนโลยีผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้รับการยอมรับว่าเป็นเครื่องมือสำคัญในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ทำให้เกิดการลงทุนเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่สะอาดทั่วโลก เพื่อลดค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานไฟฟ้า (grid emission factor) ของประเทศผ่านการเพิ่มสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้า (generation mix) โดยปริมาณความเข้มข้นในการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตลอดอายุการใช้งาน (levelized carbon intensity) ของโรงไฟฟ้าแต่ละชนิด ขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีและเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เช่น ลมและโซลาร์ มีปริมาณความเข้มข้นในการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตลอดอายุการใช้งานน้อยกว่าโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลหลายเท่าตัว

โดยบทความนี้จะมุ่งเน้นที่อุตสาหกรรมไฟฟ้าทั้งโลกและไทยซึ่งจะกล่าวถึง

• Drivers : ปัจจัยขับเคลื่อนที่ทำให้อุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้าต้องเร่งลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
• Challenges : ความท้าทาย 3 ด้านที่อุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้าทั่วโลกต้องเผชิญจากการเร่งเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้ทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล
• Implications : นัยต่ออุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยที่ไม่อาจหลีกเลี่ยงการเปลี่ยนผ่านจากการพึ่งพาแหล่งพลังงานเชื้อเพลิงฟอสซิลไปสู่การใช้แหล่งพลังงานที่สะอาดขึ้น (Energy Transition) ได้

นโยบาย net zero จะเร่งการลงทุนในพลังงานสะอาด

การลงทุนเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อแทนที่ไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลขยายตัวอย่างต่อเนื่องทั่วโลก และมีแนวโน้มเร่งตัวขึ้นจากนโยบาย net zero ของประเทศต่าง ๆ โดยข้อมูลขององค์การพลังงานหมุนเวียนระหว่างประเทศ (International Renewable Energy Agency : IRENA) ระบุว่าในช่วงปี 2011 ถึง 2020 กำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงต่าง ๆ (ที่ไม่รวมพลังงานน้ำและระบบ off-grid) ขยายตัวถึงปีละ 17% โดยกำลังการผลิตจากพลังงานแสงอาทิตย์ซึ่งส่วนใหญ่เป็นเทคโนโลยี solar photovoltaic (solar PV) มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องด้วยอัตราที่สูงถึงปีละ 29% ขณะที่พลังงานลมขยายตัวที่ 14% ต่อปี ทำให้ ณ ปี 2020 โลกมีกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมอยู่ที่ราว 1,600 GW ซึ่งเทียบเท่า 53 เท่าของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของไทย โดยกว่า 90% เป็นกำลังการผลิตจากแหล่งพลังงานแสงอาทิตย์ (46% ของกำลังการผลิตติดตั้งสะสม ณ ปี 2020) และลม (45%) และที่เหลือเป็นพลังงานหมุนเวียนอื่น ๆ เช่น พลังงานหมุนเวียนที่ต้องการการเผาไหม้ อย่างเชื้อเพลิงชีวมวลและชีวภาพ (8%) และพลังงานความร้อนใต้พิภพ (1%)

มูลค่าเงินลงทุนในพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นปีละราว 3.7% โดยภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกมีการขยายตัวของเงินลงทุนมากที่สุดในช่วงทศวรรษที่ผ่านมา ทั่วโลกมีการลงทุนในพลังงานแสงอาทิตย์ หรือโซลาร์ราว 50% และพลังงานลมราว 40% ของปริมาณเงินลงทุนในพลังงานหมุนเวียนรายเชื้อเพลิง และถึงแม้ว่าในปี 2020 จะมี COVID-19 ระบาดทั่วโลก แต่มูลค่าเงินลงทุนเพื่อเพิ่มกำลังการผลิตใหม่ปรับตัวสูงขึ้นจากปี 2019 คิดเป็นราว 3 แสนล้านดอลลาร์สหรัฐ ทั้งนี้เมื่อพิจารณาเป็นรายภูมิภาค เอเชียแปซิฟิกมีการขยายตัวของเงินลงทุนในพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ปีละ 9.6% (2010-2020) สูงกว่าในอเมริกาเละยุโรป

ต้นทุนของคลีนเทคโดยเฉพาะพลังงานหมุนเวียนอย่างลมและโซลาร์ ถูกลงอย่างมากและมีแนวโน้มลดลงกว่านี้

ราคาของคลีนเทค เช่น การผลิตไฟฟ้าจากลมและโซลาร์ปรับลดลงอย่างมาก จากการพัฒนาประสิทธิภาพให้กังหันลมและแผงโซลาร์ผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งกดดันราคาต่อหนึ่งหน่วยของกำลังการผลิตให้ลงตามไปด้วย ขณะที่กำลังการผลิตไฟฟ้าโดยใช้ความร้อนแบบดั้งเดิมนั้น มีการพัฒนาประสิทธิภาพมานานจนถึงจุดที่ไม่สามารถก้าวข้าม²ไปได้ ทำให้เมื่อรวมต้นทุนเชื้อเพลิงแล้ว ต้นทุนของลมและโซลาร์มีแนวโน้มที่จะถูกกว่าการผลิตไฟฟ้าจากฟอสซิลในทุกตลาดในอนาคต

เมื่อพลังงานไฟฟ้าสะอาดไม่แพงอีกต่อไป นโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจึงเปลี่ยนจากการให้เงินสนับสนุน (subsidy) ไปสู่กระบวนการรับซื้อที่สะท้อนต้นทุนจริงของเทคโนโลยี เนื่องจากต้นทุนต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ของพลังงานหมุนเวียนอย่างเซลล์แสงอาทิตย์ (solar PV) และลมในอดีตนั้นสูงมาก เพื่อจูงใจให้เกิดการลงทุนในกำลังการผลิตใหม่ของโรงไฟฟ้ากลุ่มนี้ การสนับสนุนของภาครัฐในอดีตจึงมีลักษณะเป็นการสนับสนุนทางการเงิน เช่น การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ หรือ feed-in-tariff ซึ่งเป็นการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่เอื้อให้โครงการตามโควตาที่เปิดรับซื้อคุ้มทุนด้วยราคารับซื้อที่คงที่ตลอดอายุโครงการ เนื่องจากต้นทุนสูงจนไม่สามารถแข่งขันได้กับเทคโนโลยีพลังงานอื่น

ในระยะที่ผ่านมาต้นทุนต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ของพลังงานสะอาดปรับลดลงอย่างมาก ทำให้มาตรการสนับสนุนกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในหลาย ๆ ประเทศ เปลี่ยนจากการสนับสนุนราคาเป็นการสนับสนุนผ่านกลไกที่สะท้อนต้นทุนของเทคโนโลยี เช่น กลไก reverse auction ซึ่งเป็นการเปิดให้ผู้พัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนขนาดใหญ่แข่งขันกันเสนอราคาขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะผลิตได้จากโครงการที่ถูกที่สุด โดยมีบางกลุ่มประเทศอย่าง EU ที่เปิดให้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแข่งขันกันข้ามเทคโนโลยี เช่น นำราคาไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานลมแข่งกับโซลาร์โดยตรง หรือเปิดให้แข่งขันกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลโดยตรงในกลไกตลาดซื้อขายไฟฟ้า เช่น ตลาด California Independent System Operator (CAISO) และ PJM ในสหรัฐฯ

การสร้างการแข่งขันระหว่างผู้พัฒนาโครงการเป็นปัจจัยสำคัญในการลดราคาไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด

ภาวะการแข่งขันที่สูงของผู้พัฒนาโครงการทั่วโลกส่งผลให้เกิดเป็นวงจรของความต้องการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาดหรือคลีนเทค ที่ต้องมีประสิทธิภาพดีขึ้นด้วยต้นทุนที่ถูกลงเรื่อย ๆ โดย IRENA รายงานว่า ราคาประมูลแบบถ่วงน้ำหนักช่วงครึ่งปีแรกของ 2021 สำหรับโครงการโซลาร์ที่ชนะประมูลและได้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อขายไฟเข้าระบบในปี 2021 อยู่ที่ราว 0.039 ดอลลาร์สหรัฐ (ราว 1.2 บาท) ต่อ kWh (กิโลวัตต์ชั่วโมง) นอกจากนี้ สถิติโลกของราคาประมูลที่ต่ำที่สุดในช่วงเวลาเดียวกันนี้ คือ 0.0104 ดอลลาร์สหรัฐ (ราว 0.32 บาท) ต่อ kWh จากโครงการโซลาร์ในซาอุดีอาระเบีย ซึ่งราคาประมูลดังกล่าวต่ำกว่าและปรับตัวลดลงเร็วกว่าประมาณการต้นทุนต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ตลอดอายุของโครงการ (Levelized Cost of Energy : LCOE) ซึ่งจะกดดันให้ราคาของเทคโนโลยีพลังงานสะอาดยิ่งต้องปรับลดลงต่อเนื่องในอนาคต อันจะเป็นผลดีต่ออุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้าในอนาคตที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สะอาดด้วยราคา
ที่ถูกลงภายใต้ภาวะความต้องการใช้ไฟฟ้าภาพรวมของโลกที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้น

รูปที่ 3 : ต้นทุนในการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปัจจุบันถูกลงมาก เนื่องจากการเพิ่มประสิทธิภาพของเทคโนโลยีพลังงานสะอาด เช่น โซลาร์และลม ซึ่งกดดันให้ต้นทุนต่อหน่วยกำลังการผลิต (cost per watt) ลดลงอย่างมากในช่วงหลังปี 2009 และสะท้อนเป็น LCOE ที่ปรับลดลงอย่างมากตามไปด้วย โดยระหว่างปี 2009 ถึง 2020 ต้นทุนต่อหน่วยของพลังงานลมและโซลาร์ปรับลดลงถึงปีละ -11% และ -19% ตามลำดับ

โลกยังต้องเร่งขยายสายส่งสายจำหน่ายให้รองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด และบริหารจัดการไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยีดิจิทัลให้มากขึ้น

องค์กรพลังงานระหว่างประเทศ หรือ IEA (International Energy Agency) คาดว่าทั่วโลกจำเป็นต้องเร่งลงทุนในโครงสร้างสายส่งสายจำหน่ายเพิ่มขึ้นอีก 3 เท่า เพื่อให้รองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มขึ้นอย่างมากในอนาคต โดยเฉพาะเมื่อโลกกำลังมุ่งสู่เป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิจนเป็นศูนย์ หรือ net zero โดย IEA รายงานว่า ทั่วโลกต้องเพิ่มเงินลงทุนจากเดิมปีละ 2.6 แสนล้านดอลลาร์สหรัฐ เป็นปีละ 8.2 แสนล้านดอลลาร์สหรัฐภายในปี 2030 ซึ่งการลงทุนในสายส่งที่สอดคล้องกับการขยายตัวของกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจะช่วยลดปัญหาสายส่งเต็มและเพิ่มการเข้าถึงแหล่งพลังงานหมุนเวียนได้มากขึ้น

นอกจากนี้ การลงทุนในเครือข่ายสายส่งใหม่ควรออกแบบเพื่อการใช้งานร่วมกับเทคโนโลยีพลังงานที่หลากหลาย เช่น การเชื่อมโยงกำลังการผลิตที่มีลักษณะของการผลิตแตกต่างกันอย่างโซลาร์ที่ผลิตไฟฟ้าได้ช่วงกลางวันกับพลังงานลมที่ผลิตไฟฟ้าได้มากช่วงกลางคืนเข้าด้วยกัน มีการเก็บข้อมูลและระบบสื่อสารที่ทำให้ระบบสายส่งสายจำหน่ายอัจฉริยะขึ้น (smart grid) จะช่วยให้การจัดการระบบสายส่งสายจำหน่ายทำได้ดีขึ้น ด้วยต้นทุนการบริหารจัดการระบบที่ลดลง อย่างไรก็ดี การจัดหาเงินลงทุนในโครงการสายส่งสายจำหน่ายซึ่งเป็นโครงการขนาดใหญ่ ต้องอาศัยความร่วมมือ

ทั้งภาครัฐ ผู้พัฒนาโครงการ นักลงทุน รวมถึงต้องมีการปรับกฎระเบียบในการลงทุนที่เปิดให้เอกชนเข้าไปลงทุนสร้างสายส่งสายจำหน่ายได้ เพื่อลดภาระในการลงทุนของภาครัฐในกรณีที่อุตสาหกรรมไฟฟ้าสงวนธุรกิจสายส่งสายจำหน่ายไว้ดำเนินการโดยภาครัฐเท่านั้น เพื่อเร่งให้สายส่งสายจำหน่ายขยายตัวได้ทันกับการเพิ่มขึ้นและความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

การลงทุนในระบบสายส่งสายจำหน่าย การใช้เทคโนโลยีดิจิทัลและการมีกลไกตลาดที่เหมาะสม จะสามารถลดความเสี่ยงที่เกิดจากความผันผวนของการผลิตไฟฟ้าจากระบบโซลาร์และลมได้ เนื่องจากลักษณะการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์และกังหันลมมีลักษณะการผลิตที่ผันผวนตามสภาพอากาศ (intermittency) ทำให้กระทบต่อ generation profile หรือการวางแผนกำลังการผลิตไฟฟ้าโดยรวมของระบบสายส่งไฟฟ้าที่จะทำได้ยากขึ้น

อย่างไรก็ดี การใช้เทคโนโลยีที่เหมาะสมจะช่วยให้ผู้ดูแลระบบสายส่ง (system operator : SO) วางแผนกำลังการผลิตและคาดการณ์ปริมาณไฟฟ้าที่จะเข้ามาในระบบจากโซลาร์และลมในแต่ละช่วงเวลา เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น ตัวอย่างเทคโนโลยีที่ทำให้คาดการณ์ปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ง่ายขึ้นคือเทคโนโลยีการพยากรณ์หน่วยไฟฟ้าที่คาดว่าจะผลิตได้จากข้อมูลสภาพภูมิอากาศจริง ซึ่งขณะนี้เทคโนโลยีเพื่อการพยากรณ์กำลังถูกพัฒนาให้ยิ่งแม่นยำขึ้นโดยบริษัทผู้เชี่ยวชาญหลากหลาย หนึ่งในนั้นคือบริษัท artificial intelligence ของ Google ชื่อ DeepMind ที่กำลังพัฒนาระบบพยากรณ์อากาศจากข้อมูลจริงผ่านกระบวนการ machine learning เพื่อให้สามารถพยากรณ์ได้อย่างแม่นยำและล่วงหน้าถึง 36 ชั่วโมง

นอกจากนี้ การลงทุนในเทคโนโลยี เช่น ระบบกักเก็บพลังงาน หรือแบตเตอรี่มาสำรองไฟฟ้าที่ผลิตได้ไว้ก่อนจึงจะปล่อยเข้าระบบสายส่ง (scheduled dispatch) ก็จะช่วยให้ SO สามารถรักษาสมดุลการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในระบบได้ง่ายขึ้นอีกด้วย ขณะที่กลไกตลาดที่เอื้อให้เกิดการนำเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องมาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยไม่กระทบกับเสถียรภาพของระบบไฟฟ้ามีส่วนสำคัญไม่แพ้การใช้เทคโนโลยีเพียงอย่างเดียว อาทิ การออกมาตรการสำหรับโรงไฟฟ้าโซลาร์และลมในญี่ปุ่นภายใต้โครงการ Feed-in Premium (FiP) ที่ต้องส่งข้อมูลพยากรณ์กำลังการผลิตจากระบบทุก 30 นาที โดยมีการคิดค่าปรับกรณีพยากรณ์คลาดเคลื่อน หรือทำให้ต้องใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรอง (back-up generator) เพื่อเติมปริมาณไฟฟ้าส่วนที่พร่องไปจากค่าคาดการณ์ (คาดว่าจะเริ่มใช้ปี 2022) เป็นผลให้โครงการโรงไฟฟ้าต้องใช้ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่แม่นยำ เพื่อจัดกำลังการผลิตให้ตอบโจทย์ความต้องการใช้ไฟฟ้าอยู่ตลอดเวลา หรือ system balancing ทำได้ง่ายขึ้น

การสร้างตลาดเพื่อรองรับการซื้อขายบริการทางไฟฟ้าอื่น เช่น demand response³ และบริการเสริมความมั่นคงในระบบไฟฟ้า (ancillary services) ต่าง ๆ ผ่านการกำหนดราคาของบริการที่อิงกับอุปสงค์ อุปทาน และต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลา ก็จะช่วยรักษาคุณภาพไฟฟ้าในระบบและยิ่งรองรับกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้มากขึ้น ตัวอย่างเช่น ระบบสายส่งสายจำหน่ายในเยอรมนีที่ปัจจุบันรองรับสัดส่วนของการใช้พลังงานสะอาดได้สูงถึง 46% ของปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่มาจากพลังงานสะอาดทั้งหมด ขณะที่สถิติ SAIDI ลดลงอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้เยอรมนีตั้งเป้าหมายให้สัดส่วนของการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มเป็น 65% ภายในปี 2030

Energy transition ผลักดันให้อุตสาหกรรมไฟฟ้าถึงจุดเปลี่ยน

อุตสาหกรรมไฟฟ้าในอนาคตมีแนวโน้มที่จะซับซ้อนขึ้นและไม่จำกัดอยู่ที่การซื้อขายไฟฟ้าเท่านั้น แต่จะเป็นการให้บริการด้านต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องกับไฟฟ้า การปรับปรุงกฎระเบียบและการสร้างตลาดที่รองรับความหลากหลายในการดำเนินธุรกิจจะทำให้อุตสาหกรรมไฟฟ้าเปลี่ยนผ่านไปสู่การใช้แหล่งพลังงานที่สะอาดเป็นแหล่งพลังงานหลักได้ราบรื่นขึ้น เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นกำลังเปลี่ยนบทบาทของผู้เล่นในอุตสาหกรรมไฟฟ้า เช่น ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีระบบโซลาร์บนหลังคากลายเป็น prosumer ⁴ โดยผู้ใช้ไฟขนาดใหญ่ในภาคธุรกิจที่ต้องการซื้อไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานสะอาดเพื่อชดเชยการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการดำเนินงานของตนเองให้เป็นศูนย์ตามเป้าหมาย net zero นั้น เปลี่ยนจากการเป็นผู้ใช้ไฟด้วยการซื้อไฟฟ้าจากบริษัท utility หรือการไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว เป็น off-taker หรือผู้รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยองค์กรภาคธุรกิจกลุ่มนี้กำลังทำสัญญาซื้อไฟฟ้าที่สะอาดจากผู้ผลิตเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจากสถิติของ BloombergNEF ระบุว่า ปริมาณซื้อขายตามสัญญาในลักษณะ Private Power Purchase Agreement (Private PPA) ที่เป็นการซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตที่ระบบการผลิตไม่ได้อยู่บนพื้นที่ของผู้ซื้อนั้น⁵ เพิ่มขึ้นเป็น 23.7 GW ในปี 2020 สูงขึ้นจากปี 2019 ซึ่งมีการทำสัญญากันอยู่ที่ 20.1 GW แม้ว่าการดำเนินธุรกิจของหลายบริษัทได้รับผลกระทบจาก COVID-19

การทำ Private PPA ที่เพิ่มขึ้นสะท้อนถึงความจริงจังในการดำเนินธุรกิจในธีม ESG ดังจะเห็นได้จากกรณีตัวอย่างที่บริษัทระดับโลกที่มีฐานการผลิตในเวียดนาม เช่น Samsung, Nike และ H&M เรียกร้องให้รัฐบาลเวียดนามเปิดให้ซื้อไฟฟ้าได้โดยตรงจากโรงไฟฟ้าโซลาร์และพลังงานลมจนนำไปสู่การพิจารณาทำโครงการนำร่องสำหรับผู้ใช้ไฟขนาดใหญ่

นอกจากบทบาทของผู้เล่นในอุตสาหกรรมไฟฟ้าจะเปลี่ยนไปแล้ว โมเดลทางธุรกิจไฟฟ้าก็มีแนวโน้มที่จะเปลี่ยนไปสู่การซื้อขายบริการทางไฟฟ้ามากขึ้น เนื่องจากการนำพลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีที่เกี่ยวเนื่องมาใช้มากขึ้นในห่วงโซ่อุปทานไฟฟ้าจะทำให้เงื่อนไขในการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าเปลี่ยนไปและซับซ้อนขึ้น

การเปิดตลาดด้านการบริการทางไฟฟ้าจึงมีความสำคัญต่อการรักษาเสถียรภาพของระบบ ซึ่งต้องอาศัยกฎระเบียบในอุตสาหกรรมและการกำหนดเงื่อนไขของตลาดที่ยืดหยุ่นรองรับโครงสร้างอุตสาหกรรมที่จะเปลี่ยนไปตามการนำเทคโนโลยีมาใช้ และเปิดให้มีการแข่งขันอย่างเท่าเทียมโดยยังคงตอบโจทย์ด้านความเพียงพอของไฟฟ้า การเข้าถึงบริการทางไฟฟ้าที่ทั่วถึง และราคาที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุนจริงของเทคโนโลยีและผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมด้วย

Energy Transition เปลี่ยนผ่านไปสู่การใช้พลังงานที่มั่นคง ไม่แพง และสะอาดขึ้น

Energy Transition กำลังชี้ให้เห็นความท้าทายอันเฉพาะตัวของอุตสาหกรรมไฟฟ้าในแต่ละประเทศที่ต้องได้รับการแก้ไขเพื่อเปลี่ยนผ่านไปสู่การใช้พลังงานที่มั่นคง ไม่แพง และสะอาดขึ้น

การเปลี่ยนผ่านอุตสาหกรรมไฟฟ้าไปสู่การใช้พลังงานที่สะอาดขึ้น (energy transition) ทำให้ประเทศต่าง ๆ ทั่วโลกเผชิญกับความท้าทายในแบบฉบับของตนเองเพื่อให้การเปลี่ยนผ่านทำได้อย่างราบรื่น

ตัวอย่างเช่น วิกฤติพลังงานของจีนช่วงตุลาคม 2021 ที่เกิดขึ้นจากการที่กำลังการผลิตไฟฟ้าราว 60% มาจากถ่านหิน เมื่อการผลิตถ่านหินของเหมืองในประเทศผู้ผลิตหลัก เช่น ออสเตรเลียและอินโดนีเซียผลิตได้จำกัด ขณะที่เหมือนถ่านหินของจีนไม่สามารถผลิตได้ทันกับความต้องการใช้ที่เร่งตัวขึ้น ส่งผลให้ราคาถ่านหินโลกและจีนปรับตัวสูงขึ้นอย่างมาก

นอกจากนี้ ข้อกำหนดด้านราคาไฟฟ้าที่ผลิตจากถ่านหินภายใต้การกำกับดูแลแบบใช้ราคาอ้างอิง ส่งผลให้โรงไฟฟ้าถ่านหินไม่สามารถส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิงไปในค่าไฟฟ้าได้ทั้งหมด ทำให้โรงไฟฟ้าไม่มีแรงจูงใจที่จะผลิตไฟฟ้าเข้าระบบ เกิดเป็นปัญหาไฟฟ้าผลิตได้ไม่เพียงพอกับความต้องการใช้จนต้องมีการปันส่วนการใช้ไฟฟ้า ขอให้โรงงานหยุดงาน และมีแนวโน้มที่จะกระทบกับการขยายตัวทางเศรษฐกิจ เป็นผลให้ต้องออกมาตรการแก้ไขเร่งด่วน ด้วยการอนุญาตให้ส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิงได้มากขึ้นโดยขยายช่วงของส่วนต่างราคาขายไฟฟ้าจากถ่านหินให้สูงกว่าราคาอ้างอิง ±20% โดยไม่มีการปรับเพิ่มราคาค่าไฟฟ้ากลุ่มบ้านที่อยู่อาศัยและเกษตรกรรม และให้โรงไฟฟ้าถ่านหินทั้งหมดเข้าสู่ตลาดขายส่งไฟฟ้า เป็นต้น

ขณะเดียวกัน สหภาพยุโรปก็เผชิญกับวิกฤตราคาพลังงานที่สูงขึ้นมาก จากการที่ต้นทุนก๊าซธรรมชาติปรับตัวสูงขึ้นโดยส่วนหนึ่งมาจากความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผลิตได้น้อยกว่าคาด จึงต้องอาศัยกำลังการผลิตจากโรงไฟฟ้าก๊าซมากขึ้น ยุโรปพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติสูงถึงกว่า 70% โดยกว่า 45% ของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในสหภาพยุโรปทั้งหมดมาจากรัสเซีย ซึ่งมีความเสี่ยงต่อการหยุดชะงักจากความขัดแย้งระหว่างประเทศ เช่น กรณีการขัดแย้งด้านสัญญาราคาก๊าซระหว่างยูเครนและรัสเซีย ที่บานปลายจนกระทั่งรัสเซียหยุดส่งก๊าซถึง 13 วัน ทำให้หลายประเทศในสหภาพยุโรปขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเดือนมกราคมปี 2009 ส่งผลให้ยุโรปพึ่งพา LNG มากขึ้นในช่วงที่ผ่านมา อย่างไรก็ตาม ตลาด LNG เป็นตลาด global เมื่อความต้องการ LNG สูงขึ้นทั่วโลกจากการเร่งตัวของเศรษฐกิจ ทำให้ราคา spot LNG ดีดตัวสูงขึ้นและยังมีการขาดแคลนของ LNG อีกด้วย

สำหรับสหรัฐฯ ก็มีความท้าทายเฉพาะตัวเช่นกัน เนื่องจากระบบสายส่งสายจำหน่ายส่วนใหญ่มีอายุการใช้งานมานาน อีกทั้งเข้าถึงแหล่งที่มีศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนได้ไม่มากนัก จึงจำเป็นต้องมีการขยายและอัปเกรดสายส่ง โดยมีการผ่านร่างกฎหมายงบประมาณลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน หรือ Infrastructure Bill วงเงินกว่า1.2 ล้านล้านดอลลาร์สหรัฐ เพื่อจัดสรรงบประมาณมาลงทุนปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ รวมถึงด้านพลังงานและการวิจัยต่อสภาคองเกรส โดยมีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2021 ทำให้คาดว่าจะมีการลงทุนภาคพลังงาน ทั้งเพื่อการทำโครงการสาธิตเทคโนโลยีพลังงานใหม่อย่างระบบกักเก็บพลังงานลักษณะต่าง ๆ รวมถึงการสร้างไฮโดนเจนฮับ ไปจนถึงการส่งเสริมเทคโนโลยีเกี่ยวเนื่องกับการปรับปรุงประสิทธิภาพและความทนทานต่อสภาพอากาศและสมาร์ตกริด อย่างไรก็ดี งบสำหรับการลงทุนสายส่งไฟฟ้าข้ามรัฐที่จะเชื่อมต่อแหล่งพลังงานหมุนเวียนกับระบบส่งไฟฟ้าหลักนั้นมีค่อนข้างจำกัด อันเป็นประเด็นสืบเนื่องมาจากพื้นที่ของโครงการที่คร่อมหลายรัฐและต้องมีการแบ่งภาระต้นทุน ซึ่งทำให้การพัฒนาโครงการสายส่ง interconnection มีความซับซ้อนขึ้น จะเห็นได้ว่าแต่ละประเทศมีความท้าทายของตนเองซึ่งวิธีในการรับมือและการปรับแก้นั้นแตกต่างกันตามไปด้วย

จากตัวอย่างในหลายประเทศจะเห็นได้ว่าแต่ละประเทศล้วนมีประเด็นทางพลังงานของตัวเอง การรับมือผลกระทบและแนวทางการแก้ไขเชิงนโยบายเพื่อรักษาสมดุลระหว่างความมั่นคงทางพลังงาน ต้นทุนพลังงานที่ไม่แพงจนเกินไป และการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจึงแตกต่างกันไป ซึ่งการเกิด energy transition ทำให้มองเห็นประเด็นเหล่านี้ชัดขึ้น

ทั้งในด้านของการที่เศรษฐกิจของประเทศผูกพันกับการพึ่งพาพลังงานจากฟอสซิลมาอย่างยาวนานโดยเฉพาะในภาคการผลิตไฟฟ้า การผลักดันให้การใช้คลีนเทคขยายตัวจำเป็นใช้เงินลงทุนจำนวนมากเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานซึ่งต้องอาศัย political will หรือความมุ่งมั่นด้านนโยบายจึงจะเกิดขึ้นได้ รวมถึงมุมมองต่อการพึ่งพาเชื้อเพลิงใดเชื้อเพลิงหนึ่งมากจนเกินไป เช่น การใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักที่พึ่งพาได้น้อยลงจากในอดีตเนื่องจากมีต้นทุนเชื้อเพลิงผันผวนและต้องพึ่งพาระบบขนส่งเฉพาะตัวให้ทันกับความต้องการใช้ ทำให้มีความเสี่ยงในการดำเนินการแปรสภาพและขนส่งไปยังผู้ใช้ก๊าซ ความเสี่ยงด้านราคา และความเสี่ยงด้านการจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอและทันกับความต้องการใช้ เป็นต้น

ทั้งนี้ความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงนโยบายและกฎเกณฑ์ด้านสิ่งแวดล้อมและการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจะส่งผลให้การลงทุนในโรงไฟฟ้าพลังงานฟอสซิลไม่ใช่การลงทุนที่ความเสี่ยงต่ำอีกต่อไป ต้นทุนในการจัดหาเงินลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานฟอสซิล โดยเฉพาะถ่านหิน มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามความเสี่ยงด้านการเปลี่ยนแปลงของภูมิอากาศ (climate risk) ที่สูงขึ้น เป็นผลให้ดอกเบี้ยเงินกู้จากสถาบันการเงินเพื่อโครงการดังกล่าวปรับตัวสูงขึ้นตามไปด้วย ซึ่งในเดือนพฤษภาคม 2021 ที่ผ่านมาประเทศในกลุ่ม G7 ได้ทำข้อตกลงว่าจะหยุดให้เงินลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่มีการกักเก็บคาร์บอนในต่างประเทศภายในสิ้นปี 2021 ในขณะเดียวกัน ธนาคารพาณิชย์หลายแห่งทั่วโลก เช่น ANZ, Barclays, HSBC, JPMorgan, Maybank, MUFG, Mizuho และ UOB เป็นต้น ก็ได้มีการถอนทุนออกจากโครงการถ่านหิน และ/หรือ จะไม่ลงทุนในโครงการถ่านหินใหม่ นอกจากนี้ สำหรับในเอเชีย Asian Development Bank ได้ออกมาประกาศแล้วว่าจะหยุดการให้สินเชื่อกับโครงการจัดหาเชื้อเพลิงจากฟอสซิล แม้จะไม่ได้ประกาศถึงการหยุดให้สินเชื่อโรงไฟฟ้าพลังงานฟอสซิลแต่ก็เป็นสัญญาณที่สำคัญซึ่งบ่งชี้ว่าโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ โดยเฉพาะเชื้อเพลิงถ่านหิน จะต้องเผชิญความท้าทายในการจัดหาเงินทุนจากตลาดทุนมากขึ้น

สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติก็ต้องเผชิญความท้าทายเช่นกัน เนื่องจากการที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปรับลดลงเร็วมากจนทำให้การสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นหนึ่งหน่วย (marginal cost) นั้น มีต้นทุนที่ถูกกว่าการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นหนึ่งหน่วยจากโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่เปิดดำเนินการแล้วซึ่งมีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตเพิ่ม โดยโรงไฟฟ้าโซลาร์และลมถือว่าเป็นกลุ่ม zero marginal cost อีกทั้ง การนำคลีนเทค เช่น แบตเตอรี่ vehicle-to-grid ⁶ หรือ demand response มาใช้ในระบบไฟฟ้ายังสามารถใช้ทดแทนโรงไฟฟ้าก๊าซได้ในลักษณะของการเป็น peaking plant⁷ หรือ intermediate load power plant⁸ โดยมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำกว่ามาก ทำให้โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแม้จะถูกมองว่าเป็นเชื้อเพลิงฟอสซิลที่จะถูกใช้ในระยะเปลี่ยนผ่านไปสู่การใช้พลังงานหมุนเวียน ก็ยังมีความเสี่ยงที่จะกลายเป็น stranded asset หรือสินทรัพย์ลงทุนไปแล้วไม่ได้ใช้งานและไม่สร้างรายได้ จนนำไปสู่การที่เจ้าของโรงไฟฟ้าก๊าซ โดยเฉพาะใน EU วางแผนหยุดลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซโรงใหม่ หรือขอปรับลดอายุการใช้งานให้สั้นลงเพื่อบริหารจัดการความเสี่ยงของการถือครองสินทรัพย์พลังงานฟอสซิลในช่วงที่อุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้ากำลังแทนที่กำลังการผลิตด้วยพลังงานหมุนเวียน

อุตสาหกรรมการผลิตไฟฟ้าของไทย “อุปทานล้นเกิน-โครงสร้างที่ไม่ยืดหยุ่นรับคลีนเทค”

ขณะนี้อุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยกำลังอยู่ในภาวะกำลังการผลิตล้นเกิน แม้ในสภาวะปรกติที่ไม่เกิดวิกฤติเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงของไทยเติบโตต่ำกว่า 3% ต่อปีในช่วงปี 2012–2019 ที่ผ่านมา ซึ่งปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงนั้น ต่ำกว่าค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าในระบบตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย หรือแผน PDP โดยในปี 2019 ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงของไทยคือราว 1.9 แสน GWh (กิกะวัตต์ชั่วโมง) ต่ำกว่าค่าพยากรณ์ตามแผน PDP ที่ 2.1 แสน GWh หรือคิดเป็นราว 9% และเมื่อเศรษฐกิจของไทยได้รับผลกระทบจาก COVID-19 ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงยิ่งต่ำกว่าค่าพยากรณ์

สำหรับความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ หรือ Peak Demand นั้น ณ ปี 2019 ค่าสูงสุดที่รวม peak ของกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าใช้เอง หรือ IPS แล้วอยู่ที่ 37,312 MW (เมกะวัตต์) ในช่วงฤดูร้อน ในขณะที่กำลังการผลิตของประเทศอยู่ที่ 56,034 MW ส่วนต่างของกำลังการผลิตนั้นเพียงพอที่รองรับ peak demand ที่ปรับตัวสูงขึ้นอีก 15% จากค่าจริงที่เกิดในปี 2019 โดยยังเหลือกำลังการผลิตอีก 13,000 MW

จากสภาวะดังกล่าวร่วมกับผลสืบเนื่องจากการระบาดของโรค COVID-19 ที่กระทบต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจเป็นผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าขยายตัวต่ำกว่าสภาวะปรกติ มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ระบุถึงสถานะการใช้พลังงานของประเทศไว้ ณ กลางปี 2020 ว่าอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin)⁹ ที่สูงถึง 37–40% และในมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2021 ¹⁰ มีการประเมินใหม่และระบุว่า reserve margin ในปี 2020 “สูงกว่าที่ประมาณการตามแผน PDP2018 Rev.1 ประมาณ 10%” จากสถานการณ์ทั้งหมดกำลังบ่งชี้ว่าอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยอยู่ในภาวะอุปทานล้นเกิน (oversupply)

นอกจากนี้ ในมติยังระบุถึงการที่โรงไฟฟ้าบางแห่งทั้งของ EGAT และเอกชนไม่ได้เดินเครื่อง โดยมีโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่จะไม่ได้เดินเครื่องในปี 2021–2025 จำนวน 2 โรง เนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าเก่า มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและกำลังจะถูกปลดประจำการรวมกำลังการผลิตทั้งสิ้น 1,152 MW รวมถึงยังมีโรงไฟฟ้าเก่าที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและอยู่ในสภาพ Standby อีกหลายโรง

ทั้งนี้ฝั่งโรงไฟฟ้าเอกชนมีโรงไฟฟ้า IPP ¹¹ที่จะไม่ได้เดินเครื่องในปี 2021-2027 มีกำลังการผลิตรวมกัน 3,534 MW ซึ่งการมีโรงไฟฟ้าที่ลงทุนไปแล้วและไม่ได้เดินเครื่องนั้นกำลังบ่งชี้ว่าอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยได้เกิด stranded asset ขึ้นแล้ว

โดยมติ กบง. ดังกล่าวระบุว่าหากบอกเลิกสัญญาโรงไฟฟ้าเอกชนในปี 2022 “จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 17,899 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 11,656 ล้านบาท”

ถึงแม้การบอกยกเลิกสัญญาโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้เดินเครื่องก่อนหมดอายุสัญญาจะช่วยลดค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของภาครัฐได้ แต่ค่าใช้จ่ายไม่ว่าในกรณีบอกยกเลิกสัญญา หรือไม่บอกยกเลิกสัญญาด้วยการปล่อยให้ไม่มีการเดินเครื่องต่อไปจนหมดสัญญาไปเองนั้น ล้วนสะท้อนเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าสู่ผู้ใช้ไฟทั้งสิ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเกิดจากโครงสร้างรายได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าที่ผูกพันระยะยาว ซึ่งถูกออกแบบตามแนวคิดความมั่นคงทางพลังงานไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ขยายตัวอย่างมากในอดีต

ดังนั้น เมื่อสถานการณ์ของอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยกำลังเปลี่ยนไป จึงถึงเวลาต้องได้รับการออกแบบโครงสร้างที่สำคัญใหม่

โครงสร้างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของไทยและโครงสร้างพื้นฐานในปัจจุบันไม่ยืดหยุ่นเพียงพอที่จะรองรับคลีนเทคที่ขยายตัวอย่างรวดเร็ว เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติมีลักษณะของการ take-or-pay ซึ่งเป็นข้อผูกพันในการซื้อขาย ซึ่งผู้ซื้อได้ตกลงกับผู้ขายที่จะซื้อและรับไฟฟ้าหรือก๊าซในปริมาณที่ตกลงไว้ ถ้าผู้ซื้อไม่สามารถรับไฟฟ้าหรือก๊าซในปริมาณและระยะเวลาที่ตกลงไว้ จะต้องจ่ายมูลค่าไฟฟ้าหรือก๊าซที่ยังไม่ได้รับไป หลังจากนั้นให้ชดเชยด้วยการรับปริมาณไฟฟ้าหรือก๊าซเทียบเท่ามูลค่าที่จ่ายไปแล้วคืนในปีถัดไป อีกทั้ง เป็นการทำสัญญาผูกพันระยะยาว เช่น โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ IPP ทำสัญญาตามอายุโครงการ 25 ปี การแก้ไขสัญญาภายหลังจากการลงนามนั้นทำได้ยากและมีค่าใช้จ่าย เนื่องจากการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขสัญญาจะกระทบโดยตรงต่อความคุ้มค่าของโครงการที่ตั้งไว้ตั้งแต่เริ่มต้น

นอกจากนี้ การที่กำลังการผลิตไฟฟ้าของไทยส่วนใหญ่กว่า 50% ของไฟฟ้าที่ผลิตได้มาจากเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ทำให้มีความเสี่ยงด้านราคาต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซจากต่างประเทศอย่าง LNG ที่อาจผันผวน หรือมีความเสี่ยงด้านการจัดหา supply disruption เช่น การขนส่งล่าช้า ภัยธรรมชาติที่ทำให้การผลิตก๊าซทำได้น้อยลง เป็นต้น

ดังนั้น เมื่อสถานการณ์การใช้พลังงานของไทยเปลี่ยนไปจากฝั่งของความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลง ทั้งที่เกิดจากปัจจัยกดดันโดยประเทศคู่ค้าสำคัญของไทยมีแนวโน้มที่จะใช้นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มข้นขึ้น เช่น Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) ของสหภาพยุโรป และจากความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สะอาดของภาคเอกชนโดยเฉพาะกลุ่มที่เกี่ยวเนื่องกับห่วงโซ่อุปทานโลก อุตสาหกรรมไฟฟ้าในฝั่งของการจัดหาจึงจำเป็นต้องปรับตาม

แต่ในขณะนี้ด้านการจัดหาไฟฟ้าของไทยตอบสนองต่อการเปลี่ยนแปลงได้ไม่เร็วนัก เนื่องจากโรงไฟฟ้าที่ทำสัญญาไปแล้วในอดีตมีเงื่อนไขที่ผูกพันระยะยาว ทำให้การปรับเปลี่ยนให้ตอบรับกับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดทำได้อย่างจำกัดเพื่อหลีกเลี่ยงผลกระทบต่อเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า และไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระค่าไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เร็วเกินไป

นอกจากนี้ โครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าอย่างระบบสายส่งมีศูนย์ควบคุมแบบรวมศูนย์เพื่อดูแลภาพรวมของทั้งประเทศจึงไม่สามารถมองเห็นและควบคุมภาวะของปริมาณไฟฟ้าที่เข้าและออกจากระบบไฟฟ้าในระดับ node ได้

กลไกปรับคาร์บอนก่อนเข้าพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism : CBAM) ของ EU เป็นมาตรการเก็บภาษีคาร์บอนต่อสินค้านำเข้าจากประเทศที่มีมาตรฐานการลดปริมาณคาร์บอนที่ต่ำกว่า EU เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดการย้ายฐานการผลิตออกจาก EU ไปยังประเทศที่มีมาตรฐานที่ต่ำกว่า เพื่อหลีกเลี่ยงมาตรการด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดของ EU และส่งสินค้ากลับเข้ามาขายที่ EU แทน (carbon leakage) ซึ่งจะช่วยสร้างความเสมอภาคในการแข่งขันทางธุรกิจในด้านมาตรฐานสิ่งแวดล้อม อันจะเป็นผลให้ต้นทุนการผลิตสินค้าของไทยที่เข้าไปจำหน่ายในยุโรปสูงขึ้นจากการปรับคาร์บอน

ถึงเวลาต้อง Energy Transition

อุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยไม่อาจหลีกเลี่ยงการเปลี่ยนผ่านจากการพึ่งพาแหล่งพลังงานเชื้อเพลิงฟอสซิลไปสู่การใช้แหล่งพลังงานที่สะอาดขึ้น (Energy Transition) ได้เช่นกัน

การใช้คลีนเทคจะแพร่หลายในบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยอย่างแน่นอน ดังจะเห็นได้จากการมาถึงของเทคโนโลยีเซลล์แสงอาทิตย์ในอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทย ที่ในช่วง 10 ปีก่อน มีต้นทุนสูงมากจนภาครัฐต้องมีนโยบายรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตได้ จึงจะเกิดการลงทุนในกำลังการผลิตใหม่ ขณะที่ในปัจจุบัน ต้นทุนโซลาร์ปรับลดลงมากจนผู้ใช้ไฟลงทุนติดระบบโซลาร์บนหลังคาของตนเองเพื่อใช้ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากระบบในการลดค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า จนนำไปสู่การเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า หรือ prosumer โดยส่งผลให้การใช้ไฟฟ้าภาพรวมทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลาในหนึ่งวัน (load profile) เปลี่ยนไป และทำให้การบริหารจัดการการผลิตไฟฟ้าต้องเปลี่ยนตาม

การกำหนดกรอบแผนพลังงานชาติเป็นสัญญาณจากผู้ออกนโยบายว่าอุตสาหกรรมพลังงานไทยถึงเวลาต้องเปลี่ยนแปลง โดยแผนดังกล่าวจะกำหนดทิศทางการสนับสนุนให้ประเทศไทยมู่งสู่ carbon neutral ภายในปี 2050 และ net zero ภายในปี 2065 ตามที่นายกรัฐมนตรีได้ประกาศเจตนารมณ์ต่อที่ประชุมระดับผู้นำ COP26 ณ เมืองกลาสโกว์ สหราชอาณาจักรเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2021 ซึ่งแผนพลังงานชาติมีเป้าหมายในการพยายามสร้างศักยภาพด้านการแข่งขันและการลงทุนในเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำของประเทศ อย่างไรก็ดี เป้าหมายสู่ net zero ณ ปี 2065 ของไทยที่ค่อนข้างช้ากว่าประเทศส่วนใหญ่ในโลกที่กำหนดไว้ ณ ปี 2050 โดยประเทศ เช่น สหรัฐฯ ญี่ปุ่น สหภาพยุโรป และปี 2060 ของจีน เป็นที่จับตามองโดยผู้สนใจด้านการออกแบบนโยบายพลังงานว่าอาจเป็นการตั้งเป้าหมายที่ช้าเกินไป และจะผลกระทบต่อความสามารถในการแข่งขันของประเทศในระยะยาวได้ หากประเทศคู่ค้าใช้นโยบายปรับคาร์บอนจนต้นทุนสินค้าที่ส่งออกจากไทยไปยังประเทศคู่ค้าสูงกว่าคู่แข่งจนไม่สามารถแข่งขันได้

ในภาคพลังงานตามกรอบแผนพลังงานชาติ ตามมติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2021 มีดังนี้

• เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่า 50% โดยสอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงมาก โดยพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบ กักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น
• ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 ช่วยเพิ่มความสามารถในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมาย ปรับปรุงการใช้พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น และช่วยแก้ไขปัญหาสภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 โดยปัจจุบันคณะกรรมการนโยบายยานยนต์ไฟฟ้าแห่งชาติ ได้กำหนดนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในปี 2030 ในสัดส่วนมากกว่า 30% ที่มีความสอดคล้องกับนโยบาย 30@30 อยู่แล้ว ซึ่งหากสามารถเร่งรัดดำเนินการตามเป้าหมายดังกล่าวจะทำให้สามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าทั้งหมดได้ในระยะต่อไป
• ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานมากกว่า 30% ซึ่งเป็นแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับแรก ๆ โดยส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการพลังงาน จะช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม ของภาคพลังงานได้เร็วยิ่งขึ้น
• ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน ตามแนวทาง 4D1E ประกอบด้วย
  การลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (Decarbonization) การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (Digitalization) การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (Decentralization) การปรับปรุงกฎระเบียบรองรับนโยบายพลังงานสมัยใหม่ (Deregulation) และการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า (Electrification)

การแข่งขันเพื่อทำตามเป้าหมาย net zero ทั้งในระดับประเทศและระดับองค์กรโดยเฉพาะภาคธุรกิจทั่วโลกและในไทยจะยิ่งทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดยิ่งเพิ่มขึ้นอย่างมาก ขณะที่ต้นทุนของเทคโนโลยีพลังงานจะยิ่งปรับตัวลดลงทั้งจากประสิทธิภาพของเทคโนโลยีที่ดีขึ้น และจากความชำนาญในการผลิต หรือการติดตั้งเทคโนโลยี ซึ่งจะยิ่งทำให้การนำเทคโนโลยีพลังงานสะอาดหรือคลีนเทคมาใช้ยิ่งแพร่หลายมากขึ้น โดยไม่จำกัดอยู่แค่ลักษณะของการเป็น Distributed Energy Resources (DERs) ซึ่งคือระบบผลิตและกักเก็บไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์เพียงเท่านั้น แต่จะมีความหลากหลายขึ้นตามความเหมาะสมของการนำไปใช้และซับซ้อนขึ้นจากการที่อุปกรณ์ต่าง ๆ ถูกพัฒนาให้เป็นดิจิทัลมากขึ้น

กำลังการผลิตไฟฟ้าไทยที่สูงเกินความต้องการใช้จริง แม้จะเป็นต้นทุนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องแบกรับ แต่ก็สามารถใช้เป็นหลักประกันความเสี่ยงว่าไทยจะไม่ขาดกำลังการผลิตไฟฟ้าหากพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าเปลี่ยนไประหว่างอุตสาหกรรมไฟฟ้าปรับตัวเพื่อรองรับ energy transition

เนื่องจากกระบวนการเปลี่ยนผ่านไปสู่การใช้พลังงานที่สะอาดทดแทนแหล่งพลังงานจากฟอสซิลนั้น จะเกิดขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไป อันเป็นผลสืบเนื่องจากการทำสัญญารับซื้อไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP ฉบับต่าง ๆ ล้วนมีผลผูกผันระยะยาว อีกทั้ง การลงทุนใหม่ในโครงการขนาดใหญ่เพื่อรองรับคลีนเทค เช่น ระบบสายส่งสายจำหน่ายนั้น จำเป็นต้องใช้เวลาเช่นกัน ต้นทุนทางไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจากการลงทุนในกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สัญญาซื้อขายไฟฟ้ายังไม่หมดอายุจึงไม่นับว่าสูญเปล่า เพราะกำลังการผลิตที่เกินความต้องการนั้น ช่วยลดความเสี่ยงจากการเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าได้อีกหลายปี โดยไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่จากเชื้อเพลิงฟอสซิลแห่งใหม่เพิ่มเพื่อความมั่นคงทางกำลังการผลิตไฟฟ้าขณะที่อุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยปรับตัวรับ energy transition

ในระหว่างที่อุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยมีความมั่นคงด้านไฟฟ้าสูงจึงควรเร่ง

• ลงทุนขยายและปรับปรุงสายส่งสายจำหน่ายให้ครอบคลุมและเป็นสมาร์ตกริด
• ปรับนโยบายพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องทั้งด้าน

1) การจัดหาไฟฟ้าเพื่อลด grid emission factor
2) การสร้างกลไกตลาดเพื่อส่งผ่านต้นทุนอย่างโปร่งใส และ
3) การสนับสนุนการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด

การเร่งลงทุนในระบบสายส่งสายจำหน่ายแบบสมาร์ตกริดมีความจำเป็นอย่างมากเพื่อสร้างความพร้อมทั้งในด้านการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและด้านบริหารความเสี่ยงการดำเนินงานในธุรกิจไฟฟ้า เนื่องจากระบบสายส่งสายจำหน่ายเป็นหัวใจสำคัญในการสร้างความมั่นคง ความพึ่งพาได้ และต้นทุนพลังงานไฟฟ้าที่จับต้องได้ของระบบไฟฟ้าตลอดระยะเวลาที่เกิด energy transition นอกจากนี้ การมีสายส่งที่เพียงพอ มีระบบเก็บข้อมูลและระบบสื่อสารที่ดีจะลดความเสี่ยงที่ระบบไฟฟ้าจะได้รับความเสียหายเป็นวงกว้างอันเกิดจากการขัดข้องในระบบ หรือจาก climate risk ที่เหนี่ยวนำให้เกิด extreme weather events เช่น พายุที่รุนแรงและเกิดถี่ขึ้น จนเกิดความเสียหายกับระบบได้

การปรับแก้นโยบายจัดหาไฟฟ้าควรมุ่งเน้นที่การลดค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานไฟฟ้า (grid emission factor) ในระยะยาวให้สอดรับกับสภาวะของอุตสาหกรรมไฟฟ้า และกระจายความเสี่ยงจากการพึ่งพาเทคโนโลยีใดเทคโนโลยีหนึ่ง

โดยการจัดหาไฟฟ้าไม่ควรมุ่งเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในภาวะที่มีอุปทานล้นเกิน เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้าได้แบกรับต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ล้นเกินอยู่เดิมแล้ว โดยควรวางแผนจัดหาพลังงานไฟฟ้าจากคลีนเทคโดยไม่พึ่งพาเทคโนโลยีใดเทคโนโลยีหนึ่งมากเกินไป ออกแบบกลไกตลาดซื้อขายบริการทางไฟฟ้าเพื่อตอบสนองต่อความต้องการของระบบไฟฟ้าทั้งปริมาณไฟฟ้า คุณภาพไฟฟ้าและแหล่งที่มาของไฟฟ้า รวมถึงมีการปรับแก้เงื่อนไขสำหรับการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งกลุ่มเชื้อเพลิงฟอสซิลและพลังงานหมุนเวียน ให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้นให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนไปและกลไกตลาดของอุตสาหกรรมไฟฟ้าที่จะไม่จำกัดอยู่ที่การซื้อขายปริมาณไฟฟ้าอีกต่อไป

การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าใหม่ในอนาคตควรปรับลดค่าความพร้อมจ่าย และค่าพลังไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากลุ่มสัญญา firm ลง
โดยโรงไฟฟ้ากลุ่มดังกล่าวสามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้ต่อเนื่อง (เสถียร) ทำให้ในสัญญาซื้อขายในปัจจุบันมีการกำหนดโครงสร้างสัญญาให้โรงไฟฟ้ากลุ่มนี้มีรายได้จากการเป็นกำลังการผลิตสำหรับเผื่อ SO เรียกให้จ่ายไฟเข้าระบบ (dispatch) โดยเรียกว่าค่าความพร้อมจ่าย (availability payment) และค่าพลังไฟฟ้า (capacity payment) แต่เนื่องจากกำลังการผลิตที่มีอยู่แล้วล้นเกิน อีกทั้ง กำลังการผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่มีในระบบผลิตไฟฟ้าของไทยอย่างโรงไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและพลังงานน้ำ มีลักษณะการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มลดการผลิตได้อย่างรวดเร็วเพียงพอที่จะปรับให้สอดคล้องและรองรับการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์และลมได้ และจากรายงานการศึกษาความยืดหยุ่นของระบบไฟฟ้าไทยโดย IEA ระบุว่า ระบบผลิตไฟฟ้าไทยยืดหยุ่นเพียงพอที่จะรองรับพลังงานหมุนเวียนได้มากขึ้นจากในปัจจุบัน โดยในกรณีมีสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนประเภทโซลาร์และลมคิดเป็น 15% ของการใช้ไฟฟ้าทั้งหมดภายในปี 2030 ระบบไฟฟ้าไทยจะยืดหยุ่นเพียงพอด้วยการปรับการผลิตจากกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดใหญ่และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ CCGT มารองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าได้

การวางแผนการนำคลีนเทคอื่นเข้ามาใช้ร่วมกันในระบบไฟฟ้าจะช่วยกระจายความเสี่ยงจากการพึ่งพาเทคโนโลยีใดเทคโนโลยีหนึ่ง และเติมเต็มความต้องการของระบบได้ทั้งปริมาณไฟฟ้าและคุณภาพไฟฟ้า เนื่องจากกำลังการผลิตจากพลังงานน้ำหรือเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติมีข้อจำกัดเฉพาะตัว อาทิ ปริมาณน้ำแปรเปลี่ยนตามฤดูกาล หรือต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มที่จะปรับสูงขึ้นจากการที่ไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติมากขึ้น การใช้เทคโนโลยีอื่น

อย่างระบบกักเก็บพลังงานหลากหลายชนิดมาใช้ จะช่วยกระจายความเสี่ยงและส่งเสริมกันได้ดียิ่งขึ้น เช่น เทคโนโลยีแบตเตอรี่ที่สามารถดึงไฟฟ้าที่เก็บไว้เข้าสู่ระบบสายส่งสายจำหน่ายได้ทันที เทคโนโลยี Flywheel energy storage (FES) ที่ตอบโจทย์เรื่องความถี่ในระบบไฟฟ้าได้ หรือเทคโนโลยีไฮโดรเจนที่สามารถเก็บพลังงานได้มากจากการขยายเป็นโครงการขนาดใหญ่ได้ อีกทั้ง เก็บพลังงานไว้ใช้ได้นานโดยมีการสูญเสียน้อยเป็นต้น

นอกจากนี้ ระบบสายส่งสายจำหน่ายที่ถูกอัปเกรดให้เป็นสมาร์ตกริด จะสามารถเชื่อมต่อและสื่อสารกันได้ระหว่างระบบสายส่งสายจำหน่ายกับหน่วยผลิตหรือหน่วยกักเก็บไฟฟ้าไม่ว่าจากเทคโนโลยีใดหรือขนาดใดก็ตาม เมื่อผนวกกับความสามารถในการมองเห็นความต้องการของระบบในระดับ node จะช่วยให้รองรับกำลังการผลิตจากพลังงานหมุนเวียนประเภทโซลาร์และลมทำได้สูงขึ้นตามความพร้อมใน node ต่าง ๆ ของระบบสมาร์ตกริด โดยไม่ต้องออกข้อกำหนดการเชื่อมต่อที่จำกัดกำลังการผลิตอย่างขนาดกำลังการผลิตติดตั้งรวมของโซลาร์บนหลังคาที่เชื่อมต่อกับหม้อแปลงจำหน่ายของการไฟฟ้าลูกหนึ่งจะต้องไม่เกิน 15% ของพิกัดขนาดหม้อแปลงจำหน่าย ซึ่งจะช่วยให้การบริหารจัดการระบบสายส่งสายจำหน่ายทำได้อย่างมีประสิทธิภาพ ลดต้นทุนบริหารจัดการระบบสายส่งสายจำหน่ายในระยะยาว และนอกจากจะรองรับเทคโนโลยีพลังงานที่คาดว่าจะเข้าระบบเพิ่มขึ้นในอนาคตได้มากขึ้นแล้ว ยังช่วยให้สามารถเอื้อให้เกิดโมเดลธุรกิจไฟฟ้าใหม่ โดยไม่จำกัดอยู่ที่การซื้อขายหน่วยไฟฟ้าแต่สามารถเปิดตลาดเพื่อการซื้อขายโซลูชั่นด้านพลังงานไฟฟ้าอย่าง grid ancillary services ต่าง ๆ ได้อีกด้วย

การสร้างตลาดซื้อขายไฟฟ้าเป็นกลไกที่เอื้อให้เกิดการแข่งขันและความโปร่งใสของต้นทุนการผลิตไฟฟ้า

เนื่องจากต้นทุนของโรงไฟฟ้าแต่ละชนิดแตกต่างกันไปตามเทคโนโลยี อีกทั้ง ความต้องการใช้ไฟฟ้าในระบบก็เปลี่ยนไปตามช่วงเวลาในหนึ่งวัน การมีตลาดซื้อขายไฟฟ้าที่ดีจะเป็นกลไกสะท้อนสภาวะของตลาดผ่านราคาต่อหน่วยของไฟฟ้าที่แสดงถึง

1) ต้นทุนการผลิตต่อหน่วยที่สูงที่สุดที่จำเป็นต่อสมดุลระหว่างอุปสงค์และอุปทานของระบบไฟฟ้า
2) สัญญาณราคาไฟฟ้าจากผู้ใช้ที่ยินดีจะจ่าย (willingness to pay) เพื่อซื้อไฟฟ้าเติมเต็มความต้องการใช้
3) ความพร้อมของสายส่งในแต่ละพื้นที่หรือ node

การกำหนดราคาในลักษณะนี้ ยังช่วยผลักดันให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพของผู้ผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถแข่งขันกับผู้เล่นรายอื่นได้ด้วย energy payment ตามสภาวะตลาด ขณะที่ผู้ดูแลสายส่งสายจำหน่ายก็ปรับปรุงประสิทธิภาพสายของตัวเองอยู่เสมอเพื่อลดต้นทุนการบริหารจัดการไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายต่อผู้ใช้ไฟ ซึ่งจะเป็นผลดีต่อผู้ใช้ไฟที่จะสามารถซื้อไฟฟ้าที่ถูกลงจากการเพิ่มประสิทธิภาพที่ดีขึ้นด้วยราคาที่เปิดเผยอย่างโปร่งใสตามกลไกตลาด

นอกจากนี้ การพัฒนาต่อยอดตลาดให้มีตัวเลือกในการซื้อขายไฟฟ้าและบริการทางไฟฟ้าที่เหมาะกับผู้ใช้ไฟแต่ละราย เช่น การเปิดให้ prosumer ที่มีไฟเหลือใช้มีส่วนร่วมในตลาดด้วยการเป็น virtual power plant การเปิดให้ผู้ใช้ไฟเลือกซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดจากตลาดหรือจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้โดยตรงเพื่อทำตามเป้า net zero ขององค์กรโดยไม่ถูกจำกัดอยู่แค่ในพื้นที่ใดพื้นที่หนึ่ง หรือเป็นโครงการนำร่องที่ไม่สามารถขยายผลเพิ่มเติมได้ ก็เป็นสิ่งจำเป็นในการออกแบบอุตสาหกรรมไฟฟ้าให้รองรับ energy transition ที่กำลังเกิดขึ้น

นโยบายด้านการจัดหาไฟฟ้าควรมีการปรับใช้นโยบายเชิงรุกเพื่อสนับสนุนการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด

การออกนโยบายเพื่อบังคับให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานเป็นขั้นพื้นฐานในทุกภาคของการใช้พลังงานควบคู่ไปกับ
การออกนโยบายสนับสนุนให้เปลี่ยนการใช้พลังงานมาเป็นไฟฟ้ามากขึ้น สำหรับด้านโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปลีกนอกจากจะต้องสะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแล้ว ต้องมีการสร้างการมีส่วนร่วมของผู้ใช้ไฟทุกกลุ่มด้วยเทคโนโลยีและข้อมูลที่โปร่งใส รวมถึงมีการสื่อสารที่ชัดเจนว่าค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้น เช่น ค่าบริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (wheeling charge) มีความจำเป็นอย่างไร และเก็บไว้เพื่อใช้กับอะไรอย่างชัดเจน จะช่วยให้ผู้ใช้ไฟโดยเฉพาะกลุ่ม prosumer ที่มีแนวโน้มจะเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องให้ยังคงยึดโยงกับโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าและหลีกเลี่ยง ‘death spiral’ ซึ่งเป็นวัฏจักรที่เกิดจากการที่ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มหนึ่งตัดขาดจากระบบไฟฟ้าหลักเพื่อหันไปพึ่งพาแหล่งพลังงานไฟฟ้าอื่น เช่น off-grid แล DERs ทำให้จำนวนผู้ใช้ไฟในระบบลดลงและต้นทุนของระบบไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟสูงขึ้น จนนำไปสู่การปรับราคาค่าไฟฟ้าขึ้น เป็นผลให้ผู้ใช้ไฟในระบบหลักตัดขาดจากระบบไฟฟ้าหลักมากยิ่งขึ้น การใช้เทคโนโลยี เช่น smart meter และการบริหารจัดการข้อมูลที่เกิดขึ้นจะช่วยให้การบริหารกิจการไฟฟ้าทำได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น รวมถึงนำศักยภาพของ DERs ที่เชื่อมต่อกับระบบมาใช้เพื่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าอย่างยืดหยุ่นมากขึ้น

ทั้งนี้ควรมีการใช้กลไกตลาดในการสนับสนุนให้เกิดการใช้คลีนเทค หรือใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดอย่างการปรับเกณฑ์กฎระเบียบให้สามารถทำ Off-site Direct PPA ได้ และการสร้างกลไกตลาดชดเชยคาร์บอน (carbon offset) ที่มีการกระบวนการยืนยันแหล่งที่มาตามมาตรฐานโลก เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีกลไกดังกล่าวเป็นตัวเลือกที่สามารถทำได้เพื่อลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกโดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับ hard-to-abate sector ซึ่งเป็นภาคอุตสาหกรรมที่ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ยาก เช่น ภาคการผลิตเหล็ก ซีเมนต์ เคมีภัณฑ์ เป็นต้น

เทคโนโลยี ตลาด และนโยบายคือ 3 ปัจจัยสำคัญที่จะเป็นตัวกำหนดทิศทางของ energy transition ในอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทย

ถึงแม้คลีนเทคจะแข่งขันได้แล้ว แต่การนำไปใช้ที่ทำได้จำกัด เนื่องจากไม่มีตลาดรองรับด้วยโครงสร้างอุตสาหกรรมที่ไม่เอื้อ หรือเปิดให้นำคลีนเทคมาใช้เพียงเพื่อเป็นการทดลองจะทำให้การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกด้วยการลดการพึ่งพาพลังงานจากเชื้อเพลิงฟอสซิลด้วยพลังงานสะอาดตามเป้าหมายของภาครัฐย่อมทำได้ยาก การพึ่งพากำลังการผลิตจากก๊าซธรรมชาติที่ถือว่าเป็นเชื้อเพลิงฟอสซิลที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกน้อยกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลอื่นสุดท้ายก็ไม่อาจทำให้ประเทศไปสู่เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิจนเป็นศูนย์ (Net Zero Greenhouse Gas Emissions) ได้

ในทศวรรษหน้า การออกแบบนโยบาย สร้างกลไกตลาด และนำคลีนเทคมาใช้จะเป็นกุญแจสำคัญของอุตสาหกรรมไฟฟ้าและประเทศไทยในการทำตามเป้าหมาย net zero โดยควรมุ่งเป้าไปที่การทำให้ไฟฟ้าของประเทศไม่เพียงราคาถูกลง แต่ยังพึ่งพาได้จากแหล่งพลังงานที่มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ และเร่งให้การใช้พลังงาน

ในภาคอื่น ๆ เช่น ภาคอุตสาหกรรม ภาคขนส่ง เปลี่ยนมาใช้ไฟฟ้า (electrification) ซึ่งไม่เพียงมีผลดีด้านการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเท่านั้น แต่ยังเสริมสร้างความสามารถด้านการแข่งขันของประเทศอีกด้วย

ผู้เขียน: อภิญญา อักษรกิจ นักวิเคราะห์ , พิมใจ ฮุนตระกูล ผู้อำนวยการฝ่าย

หมายเหตุ :

1.ต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าตามความต้องการใช้ที่เพิ่มหนึ่งหน่วย (marginal cost of electricity generation) ซึ่งสำหรับพลังงาน เช่น ลม หรือ โซลาร์ มีต้นทุนส่วนเพิ่มนี้ใกล้เคียงกับศูนย์ (zero marginal cost)
2.Upper limit ของประสิทธิภาพเชิงความร้อนตามกฎข้อที่ 2 ของอุณหพลศาสตร์
3. Demand Response (DR) เป็นโครงการ หรือราคาค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษเพื่อจูงใจให้ผู้ใช้ไฟลดการใช้ไฟลงตามราคาไฟฟ้าในตลาดซื้อขายที่ปรับสูงขึ้น หรือเมื่อระบบไฟฟ้าอยู่ในภาวะเสี่ยงที่จะได้รับความเสียหาย
4. คือการที่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่กลายเป็นทั้งผู้ผลิตและใช้ไฟฟ้า
5.ในระยะแรกการใช้ Private PPA จะเป็นในลักษณะระบบโซลาร์ที่อยู่บนพื้นที่ หรือทรัพย์สินของผู้ซื้อเอง
6.vehicle-to-grid (V2G) คือ การที่รถยนต์ไฟฟ้าทำหน้าที่เป็นระบบกักเก็บพลังงานที่สามารถทั้งรับและจ่ายไฟฟ้าเชื่อมต่อกับระบบสายจำหน่าย
7.โรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด
8.โรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างความต้องการใช้ระดับฐานและระดับสูงสุด
9.กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) คือกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เตรียมพร้อมผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในระบบที่อาจสูงขึ้นอย่างฉับพลัน นิยมใช้ 15% ของกำลังการผลิตที่สูงกว่าค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่เคยปรากฏในอดีตเป็นมาตรฐาน
10.มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27) วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564
11.Independent Power Producers หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ที่มีกำลังการผลิตเป็นจำนวนมาก ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะเป็นผู้ผลิตเอกชนที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมนิวเคลียร์) ในการผลิตไฟฟ้า เช่น ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน (ทั้งที่ผลิตในประเทศและนำเข้า) โดยมีขนาดกำลังผลิตมากกว่า 90 MW