สมชาย ภูพงศ์ไพบูลย์
บทความนี้เขียนขึ้นเพื่อศึกษาเปรียบเทียบเบื้องต้นของทางเลือกระหว่างการยกเลิกโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี ขนาด 1,400 MW และส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าแรงสูง 500 KV จากจังหวัดราชบุรีมายังจังหวัดสุราษฎร์ธานี กับการลงทุนก่อสร้าง FSRU หรือ floating storage and regasification unit ซึ่งก็คือโรงเก็บและแปลงสภาพ LNG ที่อยู่ในสภาพของเหลวแช่แข็งอุณหภูมิลบ 162 องศาเซลเซียส (-162 C) กลับมาเป็นก๊าซธรรมชาติหรือ NG อีกครั้งโดยหน่วย regas เพื่อนำ LNG ในรูปของเหลวอุณหภูมิติดลบมาเป็นก๊าซแล้วนำไปเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า และก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติมายังโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีจะเป็นอย่างไร โดยมีข้อสรุปในตอบท้าย
ทำไมต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG
เนื่องจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินถูกต่อต้านจากประชาชน จึงควรพิจารณาเชื้อเพลิงทางเลือกอื่นซึ่งสอดคล้องผสมผสานโดยนำมาผสมกับก๊าซธรรมชาติเดิมได้ดีที่สุดซึ่งคือ LNG แต่ LNG เป็นเชื้อเพลิงที่ต้องนำเข้าจากต่างประเทศทางเรือที่มักมีขนาดใหญ่ คือ LNG carrier ที่เป็นเรือเดินสมุทรที่มีถังเก็บ LNG ที่อาจมีปริมาตรความจุสูงถึง 130,000 ลบ.เมตร (น้ำหนัก 58,000 ตัน) ขึ้นไป ที่ใช้เวลาเดินทาง 30-45 วันขึ้นกับแหล่งที่รับมา และเพื่อ ความสะดวกจึงมักนิยมก่อสร้าง FSRU ที่บริเวณใกล้ชายฝั่งแต่เป็นบริเวณที่มีน้ำลึกพอที่จะรองรับเรือ LNG carrier ขนาดใหญ่ได้ เช่น ต้องมีความลึกของน้ำตั้งแต่ 12 เมตร ขึ้นไป หรืออาจก่อสร้าง LNG receiving terminal (ซึ่งทำหน้าที่เหมือน FSRU แต่อยู่บนบก) ก็ได้ คือการก่อสร้างถังเก็บ และ หน่วย regas บนบก หรือ สร้าง FSRU บนเรือ barge แล้วลากจูงข้ามทะเลหรือมหาสมุทร เมื่อมาถึงตำแหน่งที่เลือกไว้แล้วลงเสาเข็ม เทปูน ให้จอดนิ่งกับที่ไม่ต้องไปไหนอีก คืออยู่กับที่แต่ยังมีสภาพเหมือนลอยน้ำอยู่ การสร้าง FSRU จะเร็วกว่า การสร้าง LNG receiving terminal บนบกซึ่งจะต้องหาที่ดินขนาดใหญ่และมีสิ่งอำนวยความสะดวกพอสมควรโดยเฉพาะท่าเทียบเรือน้ำลึก หรือสะพานรับท่อก๊าซเพื่อรับ LNG ที่ยื่นลงไปในน้ำด้วย
ขนาดและปริมาณการใช้ก๊าซ LNG
แต่การสร้าง FSRU หรือ LNG receiving terminal ก็มักจะต้องมีโรงไฟฟ้าหรืออุตสาหกรรมที่ต้องใช้ก๊าซธรรมชาติรองรับมากพอให้คุ้มค่าการก่อสร้าง ซึ่งขนาดที่นิยมสร้างกันเป็นมาตรฐาน คือ ควรมีอัตราการใช้ก๊าซผ่านการ regas เพื่อส่งออก (Send-out) เท่ากับ 500 MMSCFD (million standard cubic foot per day) คือ 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตมาตรฐานต่อวันขึ้นไป หรือ เมื่อเทียบเป็นโรงไฟฟ้าก็เป็นความต้องการก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้า CCGTขนาดประมาณ 3,000 MW (ชนิดโรงไฟฟ้าพลังควมร้อนร่วม (combined cycle gas turbine หรือ CCGT) ที่มีประสิทธิภาพ 50% หรือ อัตราการกินเชื้อเพลิง เท่ากับ 6,824 BTU/kWh และก๊าซมีค่าความร้อน 1020 BTU/SCF) แต่โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีมีขนาด 1,400 เมกะวัตต์ได้ จึงอาจต้องหาโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในบริเวณนั้น ซึ่งอาจเป็นโรงไฟฟ้ากระบี่เดิมที่หยุดการเดินเครื่องไปแล้ว และ กฟผ. เคยคิดจะสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินแต่ถูกต่อต้านรุนแรงจากประชาชน การสร้าง FSRU หรือ LNG receiving terminal จึงอาจทำเป็นสองเฟสคือเฟส 1 ขนาด 250 MMSCFD ก่อน แล้วค่อยสร้างเฟส 2 ขนาดเท่ากันในภายหลังเพื่อจ่ายให้โดยเฉาะสำหรับโรงไฟฟ้ากระบี่ขนาด 1,400-1,600 เมกะวัตต์ เป็นต้น เพราะ FSRU ขนาด 200-250 MMSCFD ก็น่าจะคุ้มค่าแล้วหาก กฟผ. เป็นผู้ลงทุนและดำเนินการเอง ซึ่งจะได้วิเคราะห์กันต่อไป
ประมาณการค่าก่อสร้าง LNG โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี 1,400 MW
การลงทุน FSRU หรือ LNG receiver terminal ที่ 250 MMSCFD และ ค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมทั้งสิ้นประมาณ 41,800 ล้านบาท ดังนี้
ผลเสียจากการส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่ง 500 KV จากราชบุรีถึงสุราษฎร์ฯ
ระยะทางสายส่ง 500 KV จากอำเภอจอมบึง จังหวัดราชบุรี มาสุราษฎร์ธานี มีความยาวดังนี้คือ ส่วนที่ 1 จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงจอมบึงถึงบางสะพาน 2 ระยะทางประมาณ 280 กม. และส่วนที่ 2 จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงบางสะพาน 2 ถึงสุราษฎร์ธานี 2 ระยะทางประมาณ 314 กม. รวมทั้งสิ้นประมาณ 594 กม. ตามรูปที่แสดงต่อไปนี้
เมื่อมีแนวคิดการส่งพลังงานไฟฟ้าที่ไกลถึง 594 กม. สิ่งที่ควรพิจารณาอย่างยิ่งคือพลังงานไฟฟ้าสูญเสียในสายส่งดังกล่าวเป็นอย่างไร ซึ่งก็พบว่าในการก่อสร้าง กฟผ. ใช้สายเคเบิลประเภทตัวนำอลูมิเนียมเสริมแกนเหล็กชนิด ACSR (aluminum conductor steel – reinforced) ขนาด 1272 kcmil หรือ 1272 MCM เทียบเท่า ACSR/AW 645-BITTERN (ขนาด 644.5 ตร.มม.) โดยใช้จำนวน 4 เส้นต่อเฟส เพื่อส่งพลังงานไฟฟ้าเป็นกระแสสลับ AC โดยมีข้อมูลความต้านทานของสาย ACSR/AW 645-BITTERN ดังนี้
โดยสายส่ง 500 KV ดังกล่าวมีความจุหรือความสามารถในการส่งกำลังไฟฟ้าได้เต็มพิกัดเท่ากับ 1,600 MVA และคิดเป็นกระแสไฟฟ้า line current สูงสุด (peak amps) ที่ไหลในสายส่งแต่ละเฟสได้เท่ากับ 1,848 แอมป์ และที่อุณหภูมิคงที่ 32 องศาเซลเซียสในขณะนั้นจะมีค่าความต้านทานต่อเฟสเท่ากับ 0.04771 ohm/km โดยสามารถคำนวณความสูญเสียไฟฟ้าต่อปีเท่ากับ 635,875 MWh หรือ 635.875 GWh (หรือ ล้านหน่วย) หรือเทียบได้กับการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจากจังหวัดราชบุรีขนาด 72.5885 MW ตลอดปีวันละ 24 ชั่วโมงโดยไม่หยุดเดินเครื่อง (72.5885 x 24 x 365 = 635,875 MWh)
ดังนั้นหากคิดค่าไฟฟ้าหน่วยละ 3.50 บาท จะพบว่ามีความสูญเสียทางเศรษฐกิจสูงถึงปีละ 2,226 ล้านบาท (635.875 x 3.5) ที่ประชาชนอาจจะเป็นผู้รับภาระทั้งหมด โดยจะมาปรากฎในรูปแบบใดรูปแบบหนึ่งในบิลค่าไฟเช่นค่า Ft เพราะการผลิตไฟฟ้าจากจังหวัดราชบุรีใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง แต่เมื่อเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่มีมูลค่าการก่อสร้าง FSRU ขนาด 250 MMSUFD และท่อส่งก๊าซขนาด 18 นิ้ว หนา 14.3 มม. ชนิดไร้ตะเข็บ (ใช้ท่อ schedule 40 มี min. yield strength 240 MPa ตามมาตรฐาน ASTM A53) ออกแบบให้ทนแรงดันท่อได้ 1,500 psi ที่มีราคาค่าก่อสร้างรวมประมาณ 13,310 ล้านบาท สำหรับโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีขนาด 1400 MW ที่แสดงในตารางที่ 1 ก็พบว่าแทนที่จะเสียเปล่าไปกับการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้า การลงทุน 13,310 ล้านบาทจะคุ้มทุนประมาณ 6 ปี (13,310 / 2,226 = 5.97) เพราะสามารถประหยัดค่าสูญเสียพลังงานไฟฟ้าในการส่งไฟฟ้าที่กล่าวมาแล้ว
สรุปข้อดีข้อเสียของการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้ตอนกลาง
1. การส่งพลังงานไฟฟ้า 1,600 MVA หรือ 1,400 MW จากจังหวัดราชบุรี มาที่ จังหวัดสุราษฎร์ เป็นระยะทางไกลถึง 594 กิโลเมตร ทำให้เกิดความสูญเสียพลังงานไฟฟ้าต่อปี 635.875 ล้านหน่วย เมื่อคิดค่าไฟฟ้าหน่วยละ 3.50 บาท จะพบว่ามีความสูญเสียทางเศรษฐกิจสูงถึงปีละ 2,226 ล้านบาท กระทบต่อประโยชน์สาธารณะ เพราะถือว่าเป็นการส่งจ่ายไฟฟ้าที่ไม่มีประสิทธิภาพ ประชาชนอาจต้องแบกรับภาระเกินจำเป็น
อนึ่ง พื้นที่เหมาะสมสำหรับตำแหน่ง FSRU ซึ่งมีผลต่อค่าก่อสร้างท่อก๊าซ อาจต้องทำการศึกษาเพื่อหาบริเวณที่เหมาะสมต่อไป หากท่อมีระยะทางสั้นกว่า และ/หรือ ยังอยู่ในวงเงินก่อสร้างใกล้ที่เคียงที่ประมาณการไว้คือ 13,310 ล้านบาท ก็ถือว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนตามที่ได้กล่าวมาแล้ว
2. วัตถุประสงค์ของการสร้างสายส่งแรงสูง 500 KV เพื่อเชื่อมโยงสายสูงที่มีความมั่นคงสูงให้เชื่อมกันทุกภูมิภาคของประเทศ เพื่อเสริมความมั่นคงในกรณีที่เกิดเหตุขัดข้องในระบบส่งไฟฟ้า ให้ยังมีไฟสำรองจากภาคอื่นมาบรรเทาการขาดแคลนซึ่งเป็นเหตุชั่วคราวในสภาวะฉุกเฉิน เช่น จากภาคกลางมาภาคใต้เท่านั้น หรืออาจกลับกันได้ แต่ไม่ควรส่งพลังงานไฟฟ้าเต็มพิกัดตามแนวคิดส่งพลังงานไฟฟ้าจากกำลังผลิต 1,400 MW จากจังหวัดราชบุรีมาที่จังหวัดสุราษฎร์ธานีอย่างถาวร เพราะผิดต่อวัตถุประสงค์และหลักวิศวกรรมไฟฟ้าระบบส่งที่เหมาะสม ซึ่งในแต่ละภูมิภาคนั้นควรต้องมีโรงไฟฟ้าที่พึ่งพาได้ในลักษณะ base-load power plant เพื่อจ่ายไฟฟ้าให้แก่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของภูมิภาคนั้นๆ การสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ในพื้นที่โรงไฟฟ้าเดิมนอกจากเป็นการบริหารทรัพย์สินของ กฟผ. ที่มีประสิทธิภาพมากที่สุดแล้ว ยังถูกต้องเหมาะสมทางวิศวกรรมไฟฟ้าระบบส่ง เพราะลดการสูญเสียจากการส่งพลังงานไฟฟ้าที่ยาวไกลมากถึง 594 กิโลเมตรจากภาคกลาง ดังที่กล่าวมาแล้ว
3. การมีโรงไฟฟ้าในจังหวัดสุราษฎร์ธานี ถือว่าเป็นโรงไฟฟ้าในพื้นที่ซึ่งสามารถรองรับอัตราการเจริญเติบโตต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของสถานที่ท่องเที่ยวระดับชาติได้เป็นอย่างดีคือ เกาะสมุย เกาะพงัน เกาะเต่า และเกาะภูเก็ตด้วย รวมถึงพื้นที่มีศักยภาพการใช้ไฟฟ้าในฝั่งทะเลอันดามันที่มีสถานที่ท่องเที่ยวระดับนานาชาติมากมาย คือที่จังหวัดระนอง กระบี่ ตรัง พังงา และสตูล ซึ่งแม้ว่าจะมีสายส่ง 500 KV วิ่งไปถึงจังหวัดภูเก็ต แต่หากส่งไฟฟ้าไปไกลมากขึ้นไปอีกความสูญเสียพลังงานไฟฟ้าก็ยิ่งมากขึ้น ส่วนเสถียรภาพจะลดลงเพราะสายส่ง 500 KV ถึงจังหวัดภูเก็ตมีความยาวเพิ่มขึ้นมาอีก 186 กิโลเมตร รวมเป็นความยาวทั้งสิ้น 784 กิโลเมตร (ยิ่งยาวยิ่งสูญเสียมาก แต่ความมั่นคงและเสถียรภาพลดลง)
จึงสรุปได้ว่า การมีโรงไฟฟ้าในจังหวัดสุราษฎร์ธานีจะช่วยให้บริเวณภาคใต้ตอนกลางถึงตอนใต้มีเสถียรภาพดี และมีความมั่นคงสูงขึ้นมากทั้งฝั่งอ่าวไทยและฝั่งอันดามัน สมควรที่ กฟผ. จะเป็นผู้ลงทุนเอง คือการพัฒนาสร้าง FSRU เพื่อส่ง LNG ด้วยระบบท่อเพื่อนำก๊าซ NG มายังโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ซึ่งจะมีความคุ้มค่ามากกว่า และมีผลดีต่อเสถียรภาพในการส่งไฟฟ้ามากกว่าทางเลือกที่จะส่งไฟฟ้าจากจังหวัดราชบุรี ตามที่กล่าวมาแล้ว
ข่าวหรือบทความที่เกี่ยวข้อง
