โดย รศ.ดร.ชาลี เจริญลาภนพรัตน์ อาจารย์ประจำสถาบันเทคโนโลยีนานาชาติสิรินธรมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
ปัญหา
ปัจจุบันทั่วโลกกำลังเผชิญความท้าทายด้านวิกฤตภูมิอากาศ ส่งผลให้ประเทศไทยจำเป็นต้องปรับปรุงแผนการลดก๊าซเรือนกระจก โดยจัดทำแผน NDC 3.0 ซึ่งตั้งเป้าหมาย Net Zero ภายในปี 2050 เร็วขึ้นจากแผนเดิมที่เคยวางไว้ถึง 15 ปี การจะบรรลุเป้าหมายดังกล่าว จำเป็นต้องอาศัยการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนและลดการใช้พลังงานฟอสซิลลงอย่างเป็นรูปธรรม เมื่อพิจารณาในมิติทางเศรษฐศาสตร์จะพบว่า พลังงานหมุนเวียนมีต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) ที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งได้กลายเป็นแหล่งพลังงานที่มีราคาถูกที่สุดในประเทศไทยแล้ว
อย่างไรก็ตาม โครงสร้างระบบพลังงานของประเทศกลับกำลังขับเคลื่อนไปในทิศทางที่สวนทางกับเป้าหมายดังกล่าวอย่างชัดเจน โดยประเทศไทยยังคงพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลในการผลิตไฟฟ้าสูงถึงร้อยละ 78 แบ่งเป็นก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 57.24 รองลงมาคือถ่านหิน ร้อยละ 20.71 ขณะที่การใช้พลังงานหมุนเวียนมีสัดส่วนเพียงร้อยละ 20.56 เท่านั้น อีกทั้งยังมีแผนลงทุนขนาดใหญ่ในโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ เช่น การก่อสร้างท่าเรือ LNG แห่งที่ 3 ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปี 2029 (พ.ศ. 2572) อันนำมาซึ่งความเสี่ยงที่จะกลายเป็น ‘สินทรัพย์ที่ด้อยค่า’ (stranded assets) หากประเทศไทยจะต้องปรับลดการใช้ก๊าซในอนาคต การมีท่าเรือ LNG แห่งใหม่เพิ่ม ทำให้รัฐต้องยื้อการใช้ก๊าซต่อไปในระยะยาวเพื่อให้คุ้มค่ากับที่ลงทุนไว้ จนอาจกลายเป็นอุปสรรคสำคัญที่ทำให้ไม่สามารถบรรลุเป้าหมายภูมิอากาศตามที่ประกาศไว้ได้
นอกจากนี้ประเทศไทยยังเผชิญกับภาวะ Fossil lock-in อันเป็นผลพวงจากกระบวนการวางแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (แผน PDP) ในอดีตที่ขาดความยืดหยุ่นและคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงเกินจริง นำมาสู่การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ไร้ประสิทธิภาพจนทำให้มีปริมาณไฟฟ้าสำรองในระบบล้นเกินความจำเป็น สถานการณ์ดังกล่าว นอกจากจะทำให้โรงไฟฟ้าก๊าซขนาดใหญ่บางโรงไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟจริงตามศักยภาพแล้ว ภาระโรงไฟฟ้าที่ผูกพันตามสัญญานี้ยังสร้างภาวะ Fossil Lock-in ปิดกั้นพื้นที่ในโครงข่ายไฟฟ้า ทำให้ไม่เหลือที่ว่างพอให้พลังงานหมุนเวียนเข้ามาในระบบได้อย่างเต็มประสิทธิภาพ และทำให้โครงสร้างพลังงานของประเทศต้องยึดติดกับเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้
ในขณะเดียวกัน แนวทางการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ยังคงเน้นการผลิตในรูปแบบโรงไฟฟ้าฐาน (Base load) ซึ่งไม่ตอบโจทย์การรองรับพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวนและไม่แน่นอนในการผลิตตามปัจจัยทางธรรมชาติ โรงไฟฟ้าก๊าซจึงจำเป็นต้องมีการปรับระบบจากการเป็นโรงไฟฟ้าฐานแบบเดิม ไปสู่การเดินเครื่องเพื่อปรับสมดุลระบบไฟฟ้า (Balancing Service) เพื่อสร้างความยืดหยุ่นและรักษาเสถียรภาพรองรับการเปลี่ยนผ่านพลังงานหมุนเวียนในอนาคต ทว่า การเปลี่ยนผ่านดังกล่าวยังเป็นไปอย่างล่าช้า เนื่องจากไทยยังขาดการเตรียมความพร้อมในด้านการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานที่สำคัญ เช่น ระบบกักเก็บพลังงาน หรือการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับการขยายตัวของพลังงานหมุนเวียน หากปัญหาเชิงโครงสร้างเหล่านี้ยังไม่ได้รับการแก้ไขอย่างเร่งด่วน ย่อมส่งกระทบโดยตรงต่อขีดความสามารถในการแข่งขันทางเศรษฐกิจและความมั่นคงทางพลังงานระยะยาวของประเทศ
ข้อเสนอเชิงนโยบาย
1. กำหนดเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนให้เป็นร้อยละ 70 ในปี 2035 (พ.ศ. 2578)
จากการที่ประเทศไทยตั้งเป้าหมาย Net Zero (ในทุกภาคส่วน) ในปี 2050 ตามที่กำหนดไว้ในแผน NDC 3.0 จากข้อมูลในรายงานเรื่อง Net Zero by 2050 A Roadmap for the Global Energy Sector ของ IEA นั้นให้ข้อมูลไว้ว่าภาคพลังงาน ซึ่งเป็นภาคที่มีส่วนสำคัญในการจะไปสู่เป้าหมาย Net Zero ให้ได้ จะต้อง Net Zero ให้ได้ก่อนภายในปี 2040 เพื่อที่จะสามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zero ในทุกภาคส่วนให้ได้ภายในปี 2050
ประเทศไทยเองก็เช่นเดียวกัน การที่จะทำให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zero ได้จะต้องเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนจะต้องดำเนินควบคู่ไปกับการลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านหินลง เพื่อให้บรรลุเป้าหมายดังกล่าวได้อย่างแท้จริง ดังนั้น หากประเทศไทยจะต้องบรรลุเป้าหมาย Net Zero ในทุกภาคส่วนในปี 2050 ภาคพลังงานเองก็จะเดินทางสู่ Net Zero ให้ได้ก่อน โดยการกำหนดเป้าหมายให้พลังงานหมุนเวียนมีสัดส่วนร้อยละ 70 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ภายในปี 2035 (พ.ศ. 2578) เพื่อให้สอดคล้องกับเป้า Net Zero ตามที่กำหนดไว้ในแผน NDC 3.0
2. ไม่ต่อสัญญาโรงไฟฟ้าก๊าซเดิม และไม่เซ็นสัญญาโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่เข้ามาในระบบ
ไม่ลงนามสัญญาโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่เข้ามาในระบบ อีกทั้งต้องไม่ต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าก๊าซเดิม เพื่อป้องกันการเกิดภาระหนี้ผูกพันในระยะยาว เนื่องจากปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าก๊าซล้นเกินความต้องการอยู่แล้ว และมีทางเลือกด้านพลังงานอื่นๆ เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ที่มีต้นทุนที่ต่ำกว่าโรงไฟฟ้าก๊าซ และไม่ก่อให้เกิดก๊าซเรือนกระจก นอกจากนี้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าไทยยังอยู่ในระหว่างการเปลี่ยนผ่านที่จะต้องเปิดให้มีการแข่งขันเพิ่มขึ้น ดังนั้นการต่อสัญญาหรือการเซ็นสัญญาระยะยาวกับโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่ จะยิ่งสร้างภาระค่าไฟและไม่สามารถบรรลุเป้าหมาย Net Zero ได้
3. ยกเลิกมติ ครม. ที่ให้ท่าเรือ LNG แห่งที่ 3 เป็นส่วนหนึ่งของแผนแม่บทโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟที่จะเกิดขึ้น จากการลงทุนที่ไม่มีความต้องการรองรับ
ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี (ครม.) ที่ให้การก่อสร้างท่าเรือ LNG แห่งที่ 3 มูลค่าเกือบ 60,000 ล้านบาท อันเป็นส่วนหนึ่งของแผนแม่บทโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจะก่อให้เกิดการผลักภาระทั้งต้นทุนค่าก่อสร้างและค่าบริการของท่าเรือ LNG มายังบิลค่าไฟฟ้าของประชาชนผ่านค่าโครงสร้างค่าก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากข้อมูลในร่าง Gas Plan 2024 ชี้ว่าศักยภาพการรองรับ LNG ของสองสถานีแรกที่ประเทศไทยมีอยู่ก็เพียงพอแล้วต่อแผนการนำเข้า LNG ในอนาคต การสร้างสถานีแห่งที่ 3 นั้นมากเกินความจำเป็นอย่างยิ่งเมื่อเทียบกับความต้องการใช้ภายในประเทศ อีกทั้งการลงทุนเพิ่มเติมนี้อาจก่อให้เกิดภาวะ Fossil Lock-in ทำให้ต้องยืดอายุการใช้ก๊าซธรรมชาติต่อไปอีกหลายสิบปี สร้างภาระค่าใช้จ่ายที่ไม่จำเป็นแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
4. กำหนดแนวปฏิบัติจัดลำดับการนำไฟฟ้าจากแหล่งเชื้อเพลิงต่างๆ เข้าสู่ระบบโดยให้พลังงานหมุนเวียนเข้าเป็นลำดับแรก
กำหนดแนวปฏิบัติการจัดลำดับการนำไฟฟ้าจากแหล่งเชื้อเพลิงต่างๆ โดยให้พลังงานหมุนเวียนได้รับความสำคัญสูงสุด และเข้าสู่ระบบเป็นลำดับแรก รวมถึงจัดสรรพื้นที่ในโครงข่ายสายส่งไฟฟ้าให้แก่พลังงานหมุนเวียนอย่างเพียงพอ เพื่อให้มั่นใจว่าพลังงานหมุนเวียนที่ผลิตได้จะนำเข้าสู่ระบบอย่างมีประสิทธิภาพ และใช้การปรับสมดุลระบบไฟฟ้า (Balancing Service) จากโรงไฟฟ้าก๊าซในการสร้างเสถียรภาพและความมั่นคงเพื่อไม่ให้เกิดความผันผวน
5. ลงทุนด้านระบบกักเก็บพลังงานเพื่อลดความผันผวนในระบบสายส่ง และวางแผนการเปลี่ยนผ่านโรงไฟฟ้าของ กฟผ.
เร่งลงทุนระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อลดความผันผวนของพลังงานหมุนเวียนในระบบสายส่ง ซึ่งจะช่วยลดการพึ่งพาโรงไฟฟ้าก๊าซที่ใช้ในการปรับสมดุลระบบ ลดต้นทุนการขยายโครงข่ายสายส่งไฟฟ้า และเพิ่มเสถียรภาพของระบบจำหน่ายไฟฟ้า ควบคู่ไปกับการวางแผนเปลี่ยนผ่านโรงไฟฟ้าทั้งหมดของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปสู่พลังงานสะอาดร้อยละ 100 ภายในปี 2050 (พ.ศ. 2593)
6. กำหนดให้มีการจัดหาบริการสมดุลระบบไฟฟ้า ผ่านกลไกการแข่งขัน
กำหนดให้มีการจัดหาบริการปรับสมดุลระบบไฟฟ้า (Balancing Service) เช่น เพิ่มหรือลดกำลังการผลิตอย่างรวดเร็ว (ramp-up, ramp-down) เพื่อรองรับความผันผวนจากพลังงานแสงอาทิตย์หรือลม ผ่านกระบวนการประมูลที่โปร่งใสและเป็นธรรม เพื่อให้เกิดการแข่งขันด้านราคา และเปิดโอกาสให้เทคโนโลยีที่หลากหลายเข้าร่วม ไม่ว่าจะเป็นระบบตอบสนองความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand Response), ระบบกักเก็บพลังงาน (แบตเตอรี่) หรือโรงไฟฟ้าก๊าซที่สนใจจะเจรจาแก้ไขสัญญาเป็นการเน้นให้บริการระดับสมดุลไฟฟ้า เพื่อให้ได้บริการที่มีประสิทธิภาพสูงสุดในราคาที่เหมาะสม
7. ปรับช่วงเวลาที่ใช้ในการเก็บค่าไฟฟ้าแบบ TOU ให้สอดคล้องกับลักษณะการใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน
ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้าตามเวลาการใช้งาน (Time of Use : TOU) ให้สอดคล้องกับลักษณะการใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน โดยกำหนดช่วงเวลา Peak และ Off Peak ใหม่ให้ตรงกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริง แทนที่จะใช้ตัวเลขเดิมที่เคยกำหนดช่วง Peak ไว้ที่ 9.00 – 22.00 น. โดยไม่มีการแก้ไขปรับปรุงมากว่า 20 ปีแล้ว รวมถึงเพิ่มการกำหนดช่วง Partial Peak และปรับอัตราค่าไฟสำหรับช่วงต่างๆ ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในปัจจุบัน เพื่อเป็นสัญญาณด้านราคาที่จูงใจให้ผู้ใช้ไฟฟ้า โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรม ปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าไปสู่ช่วงเวลาที่มีต้นทุนต่ำ ทั้งนี้ควรมีการทบทวนและปรับปรุงอัตราดังกล่าวทุกๆ 3 ปี เนื่องจากการขยายตัวของการใช้รถไฟฟ้า (EV) และการเพิ่มสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียน มีส่วนทำให้ลักษณะการใช้ไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม
8. ปรับปรุงแผนแม่บทระบบ Smart Grid สำหรับประเทศไทย และจัดสรรงบประมาณให้สามารถดำเนินงานได้ตามแผน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน 100% ในปี 2050
ปรับปรุงแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สำหรับประเทศไทยให้ทันสมัยภายใต้บริบทที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมุ่งเป้ารองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน 100% ภายในปี พ.ศ. 2593 ควบคู่ไปกับการจัดสรรงบประมาณอย่างเป็นรูปธรรมเพื่อให้แผนสามารถดำเนินการได้จริง
บทความยอดนิยม
