เศรษฐกิจในประเทศ

แผนไฟฟ้า PDP 2018 ปูทางโรงไฟฟ้าก๊าซ-โซลาร์ 23,156 MW

ในปลายสัปดาห์ที่ผ่านมานี้ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติอนุมัติแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 หรือ PDP 2018 ตามที่กระทรวงพลังงานเป็นผู้เสนอ ปรากฏกำลังผลิตไฟฟ้าถึงสิ้นปี 2580 จะมีทั้งหมด 77,211 เมกะวัตต์ (MW) ซึ่งใกล้เคียงกับแผน PDP 2015 ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน (ตารางเปรียบเทียบ PDP 2015-PDP 2018)

โรงไฟฟ้าความร้อนร่วม 13,156 MW

แม้ว่ากระทรวงพลังงานจะได้รับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วนแล้ว แต่แผน PDP ฉบับนี้กลับเต็มไปด้วยคำถามและข้อสงสัยไปจนกระทั่งถึงการขอให้ “ทบทวน” แผนทั้งหมดผ่านทางสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) แต่แผน PDP ที่ผ่าน กพช.ออกมาแทบไม่มีการเปลี่ยนแปลงไปจากร่างที่เปิดรับฟังความเห็นแต่อย่างใด

ข้อสงสัยที่ถูกสะท้อนผ่านมาทางผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งรายเล็กรายใหญ่ในขณะนี้ก็คือ ขณะที่แผน PDP ฉบับที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน (PDP 2015) ได้เน้นไปที่การเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้าด้วยการ “กระจาย” เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า การลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติ แต่ในแผน PDP 2018 ดูเหมือนว่า จะพึ่งพาโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิง “กระจุกตัว” อยู่กับเชื้อเพลิงอย่าง ก๊าซ LNG และการเพิ่มขึ้นอย่างมากมายของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ที่เพิ่มขึ้นถึง 10,000 MW กับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนอีกปีละ 100 MW รวม 10 ปีหรือ 1,000 MW

นอกจากนี้ในแผน PDP ยังถูกออกแบบให้เกิดการเพิ่มขึ้นของ “โรงไฟฟ้าความร้อนร่วม” ตลอดแผนถึง 13,156 MW แน่นอนว่าโรงไฟฟ้าประเภทนี้จะถูกแบ่งกันระหว่าง กฟผ. กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) ผ่านระบบการประมูล ซึ่งก็จะถูกผูกขาดอยู่เพียงไม่กี่เจ้า และยังมีโรงไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้นตามนโยบายของรัฐบาลที่ยังเต็มไปด้วยข้อกังขาในการบริหารจัดการ โรงไฟฟ้าขยะ 400 MW ของกระทรวงมหาดไทย กับโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 MW อีกด้วย

ส.อ.ท.ซัดแผนขาดความสมบูรณ์

กลุ่มอุตสาหกรรมพลังงานหมุนเวียน ได้ตั้งข้อสังเกตในแผน PDP 2018 ฉบับร่างมีสาระสำคัญไว้ 5 ประการคือ 1) การคาดการณ์ความต้องการกำลังการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมใช้ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในระบบของ 3 การไฟฟ้า แต่ไม่ได้ร่วม captive power ของ IPS ทำให้การวางแผนการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าไม่ครอบคลุมถึงความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงทั้งหมดของประเทศ 2) วิธีการคำนวณกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ (reliable capacity) ในการคำนวณการผลิตสำรองควรใช้ตัวเลขกำลังการผลิตไฟฟ้าที่พึ่งพาได้ทั้งหมดของระบบ (total dependable capacity) จะสะท้อนกำลังผลิตสำรองที่แท้จริงของระบบโดยไม่จำเป็นต้องจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม

3) กำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ (reliable capacity) ของพลังงานหมุนเวียนสามารถจ่ายไฟฟ้าเทียบเท่ากับโรงไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล สามารถลดสัดส่วนของกำลังการผลิตจากโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลได้ โดยเฉพาะสัดส่วนของโรงไฟฟ้าที่ต้องพึ่งพาก๊าซธรรมชาติ LNG ที่จะต้องนำเข้าอยู่ในระดับสูงมาก

4) การไม่ยอมนำเอาความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มาจากการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือจะขายตรงของ IPS (independent power supply) มาใช้ในการคาดการณ์ความต้องการกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ และ 5) ขาดแผนการส่งออกพลังงานไฟฟ้า “ส่วนเกิน” ที่ผลิตได้ไปต่างประเทศตลอดแผน PDP แทนที่จะต้องเก็บกำลังผลิตส่วนเกินไว้เป็น reserve power ในประเทศ ซึ่งหมายถึง ต้องจ่ายค่า AP (availability payment) ให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ที่จะเข้ามาประมูลตามแผน PDP

โดยข้อสังเกตของ ส.อ.ท.ทั้งหมดนี้สามารถสรุปสั้น ๆ ได้ว่า แผน PDP 2018 มีการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ที่ต้องการในแต่ละปีมีปริมาณมากเกินไป ซึ่งจะส่งผลให้ระบบไฟฟ้าของประเทศมีกำลังการผลิตไฟฟ้ามากเกินความจำเป็น เกิดการลงทุนซ้ำซ้อนและจะส่งผลระยะยาวต่อราคาค่าไฟฟ้า

หวั่น LNG ทำค่าไฟพุ่ง 

ด้าน นายศุภกิจ นันทะวรการ ผู้จัดการฝ่ายนโยบายสาธารณะ มูลนิธินโยบายสุขภาวะ ในฐานะผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงาน กล่าวถึงข้อดีของแผน PDP 2018 คือ 1) การตัดโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกจากแผนทั้งหมด (2,000 MW) 2) มีการเพิ่มสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (AEDP) เพิ่มขึ้นถึง 18,176 MW 3) กรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่-เทพา (2,800 MW) ยังไม่ได้ระบุสถานะว่าจะดำเนินการต่อหรือยกเลิกไว้ในแผน

ส่วนข้อเสียก็คือ 1) แม้ว่าจะปรับเพิ่มกำลังผลิตในส่วนของพลังงานทดแทน แต่ต้องรออีก 8 ปี กระทรวงพลังงานถึงจะเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการ โดยเฉลี่ยจะรับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 100-200 MW ซึ่งในแง่ของการลงทุนจะทำให้อุตสาหกรรมพลังงานหยุดชะงัก ทั้งที่ประเทศมีศักยภาพสูง เช่น โรงไฟฟ้า

ก๊าซชีวภาพ ที่นำของเสีย-น้ำเสียมาผลิตไฟฟ้า รวมถึงมีการก่อสร้างแล้วเสร็จหลายโครงการ แต่กลับไม่มีการรับซื้อไฟฟ้า 2) การไปเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าในส่วนของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG ที่ต้องนำเข้าจากต่างประเทศมหาศาล ที่สำคัญแม้ว่าราคาในตลาดโลกในปัจจุบันค่อนข้างต่ำ

แต่ไม่มีใคร “การันตี” ได้ว่าราคาก๊าซ LNG ในอนาคตจะเป็นอย่างไร ซึ่งในกรณีที่ราคาก๊าซปรับขึ้นต้นทุนทั้งหมดจะถูกคำนวณรวมไว้ในค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ หรือ Ft ที่ต้องเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า (สวนทางกับประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย 3.58 บาท/หน่วย)

3) มีการปรับลดเป้าหมายของ แผนอนุรักษ์พลังงาน จากแผนเดิมที่กำหนดไว้ว่าจะสามารถอนุรักษ์พลังงานได้รวม 9,600 MW หรือคิดเป็นร้อยละ 17 ของปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (peak) มาอยู่ที่ 4,000 MW หรือคิดเป็นร้อยละ 7 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด และที่สำคัญตามแผน PDP ฉบับนี้ระบุว่า การดำเนินการอนุรักษ์พลังงานจะเริ่มดำเนินการในปี 2575 คำถามคือ ในช่วงปี 2562 จนถึงปี 2575 รวมระยะเวลา 14 ปีนั้น “ไม่มี” การอนุรักษ์พลังงานใช่หรือไม่

4) การกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ (8,300 MW) เป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซรวม 16 โครงการ ซึ่งถือว่า “สวนทาง” กับแผน PDP ฉบับเดิมที่มุ่งเน้นให้ลดใช้ก๊าซให้ลดลง และ 5) การเอื้อประโยชน์ให้กับบริษัทด้านพลังงานโดยเฉพาะการนำเข้าก๊าซ LNG