เศรษฐกิจในประเทศ

กางแผนรับมือวิกฤตค่าไฟ ปลดล็อกรับซื้อไฟโซลาร์รูฟโรงงาน

กกพ.กางแผนรับมือวิกฤตพลังงาน ช่วงความต้องการใช้ไฟฟ้า peak สูงสุดประจำปี 2565 เน้นบริหารจัดการต้นทุนผลิตไฟฟ้าเพื่อลดค่าไฟให้ได้มากที่สุด วางแผนใช้ “น้ำมัน” แทนก๊าซ “LNG” ผลิตไฟฟ้าด้วยต้นทุนประหยัดสุด ป้องกันค่า Ft งวดที่ 3 พุ่งพรวด พร้อมแง้มข่าวดีเปิดรับซื้อจากโรงไฟฟ้าชีวมวลเพิ่มรวดเดียวอีก 100 MW แถม “ปลดล็อก” โครงการโซลาร์รูฟ เปิดทาง 3 การไฟฟ้ารับซื้อไฟส่วนเกินจากโรงงานที่แห่ติดแผงโซลาร์ หนีค่าไฟแพง

วิกฤตทางด้านพลังงานที่เกิดขึ้นต่อเนื่องมาตั้งแต่ปลายปี 2564 ไม่ว่าจะเป็น ราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวสูงขึ้นพ่วงไปกับการขึ้นราคาก๊าซธรรมชาติและสงครามรัสเซีย-ยูเครน ทำให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติปรับขึ้นค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) งวด 1 (ม.ค.-เม.ย. 2565) ในอัตรา 1.39 สตางค์/หน่วย

ตามมาด้วยค่า Ft งวดที่ 2 (พ.ค.-ส.ค. 2565) อีก 24.77 สตางค์/หน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าปรับขึ้นเป็น 4 บาท/หน่วยนั้น ได้สร้างความวิตกให้กับผู้ใช้ไฟทั้งภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม

โดย คณะกรรมการร่วมภาคเอกชน 3 สถาบัน ได้แสดงความกังวลผลที่จะเกิดขึ้นกับ “ต้นทุน” การผลิตสินค้า พร้อมทั้งขอให้พิจารณา “ทบทวน” ค่า Ft อีกครั้ง ในขณะที่ กกพ.เองคิดหาทางบรรเทาค่าเชื้อเพลิงผันแปรลง

ประกอบกับใกล้ที่จะถึงช่วงระยะเวลาที่ประเทศไทยมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (peak) ประจำปี 2565 ในจังหวะนี้เองทาง กกพ.จึงวางแผนที่จะแสวงหาพลังงานไฟฟ้าจากชีวมวลทดแทนพร้อมกับ “ปลดล็อก” โครงการติดตั้งแผงโซลาร์เซลล์บนหลังคา (solar rooftop) เพื่อเพิ่มทางเลือกในการใช้ไฟฟ้าที่มีราคาถูกลง

แจกแจงทำไมค่า Ft พุ่ง

นายคมกฤช ตันตระวาณิชย์ เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กล่าวถึงการปรับขึ้นค่า Ft ที่ผ่านมาที่จะส่งผลโดยตรงต่อราคาค่าไฟฟ้าต่อหน่วยในครึ่งปีนี้ว่า เป็นผลมาจากการเปลี่ยนผ่านผู้รับสัมปทานในแหล่งก๊าซเอเราวัณ ซึ่งเป็นแหล่งใหญ่ที่สุดในอ่าวไทย ทำให้ผู้รับสัมปทานรายใหม่ (บริษัท ปตท.สผ. เอ็นเนอร์ยี่ดีเวลล็อปเม้นท์) ยังไม่สามารถเดินเครื่องผลิตก๊าซได้เต็มที่ โดยปริมาณก๊าซจะหายไปประมาณ 1,000 ล้านลูกบาศก์ฟุต

จากเดิมที่เคยผลิตได้ 3,000 ล้านลูกบาศก์ฟุต (จากทั้งหมดที่มีก๊าซ 5,000 ล้านลูกบาศก์ฟุต) ก๊าซที่หายไปนี้ต้องนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เข้ามาทดแทน จากเดิมที่ต้องนำเข้าอยู่แล้วในสัดส่วน 18% ก็ต้องเพิ่มขึ้นเป็น 30% (ด้วยราคาเฉลี่ยที่ค่อนข้างแพงเพราะต้องซื้อ LNG ในราคา spot) ในช่วงที่พิจารณาค่า Ft งวดที่ 1/2565 และนำเข้าเพิ่มขึ้นเป็น 40% ในช่วงการพิจารณาค่า Ft งวดที่ 2/2565

“ผลของการปรับสูตรเชื้อเพลิงที่ใช้ในโรงไฟฟ้าด้วยการนำเข้าก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นทดแทนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จากราคาก๊าซในอ่าวไทยประมาณ 4-5 เหรียญ/ล้าน BTU ก๊าซจากแหล่งเมียนมาที่ 7-8 เหรียญ/ล้าน BTU มาเป็นก๊าซ LNG แบบลองเทอมอยู่ที่ประมาณ 10 เหรียญและแบบ spot เฉลี่ย 13 เหรียญ

ช่วงปลายปี 2564 ขยับมาที่ 20 เหรียญ และยิ่งมาเจอสงครามรัสเซีย-ยูเครน ทำให้ LNG ราคาพุ่งขึ้นไปกว่า 30 เหรียญ ทั้งหมดนี้ทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของไทยแพงขึ้น ดังนั้นแนวโน้มค่าไฟฟ้าจึงแพงตามแผนการนำเข้าก๊าซ LNG นั่นเอง” นายคมกฤชกล่าว

ทั้งนี้ ประเทศไทยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วน 60% ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ซึ่งหากแยกเฉพาะในส่วนของก๊าซธรรมชาติ 60% จะแบ่งเป็น ก๊าซจากแหล่งอ่าวไทย การนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่มีทั้งสัญญานำเข้า LNG ระยะยาวปีละ 5.2 ล้านตัน และระยะสั้นแบบ spot อีกส่วนหนึ่งปีละ 1-3 ลำเรือ

รับมือ Peak ไฟฟ้าสูงสุด

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากช่วงระยะเวลานี้ของทุกปีจะเป็นช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หรือ peak ทาง กกพ.ได้เตรียมแผนรับมือภายใต้หลักการสำคัญที่ว่า ประเทศไทยจะต้องมีกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า “พอเพียง” แต่เป็นที่ทราบกันดีอยู่แล้วว่า ขณะนี้ไทยมีปริมาณการผลิตไฟฟ้าเกินความต้องการใช้มาตั้งแต่ปี 2561 (ปริมาณสำรองไฟฟ้าสูงมาก)

ประกอบกับช่วงสถานการณ์โควิด-19 ที่ผ่านมา 2 ปี ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ายังไม่เพิ่มสูงขึ้นมากนัก ดังนั้นแนวทางการกำกับดูแลช่วง peak ของปีนี้จะเน้นการบริหารจัดการใช้เชื้อเพลิงอย่างไรเพื่อให้ค่าไฟฟ้าถูกที่สุด

“ปกติช่วง peak ไฟฟ้าจะอยู่ในราวเดือนเมษายน แต่โควิด-19 ทำให้ช่วงเวลาเกิดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศเปลี่ยนไป โดยในปี 2561-2562 จะเกิด peak ไฟฟ้าในเดือนเมษายน แต่มาถึงปี 2563-2564 peak กลับมาเกิดขึ้นในช่วงต้นปีกับในเดือนพฤษภาคม

ส่วนหนึ่งมาจากการใช้มาตรการล็อกดาวน์ในขณะนั้นสะท้อนการใช้ชีวิตผู้บริโภคเปลี่ยนไปก็ทำให้ช่วงเวลาที่เกิด peak ไฟฟ้าสูงสุดเปลี่ยนไปด้วย สำหรับในปี 2565 กำลังอยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูล ตอนนี้ยังไม่สามารถชี้ชัดว่าจะเกิด peak ไฟฟ้าเดือนใด

แต่เท่าที่ดูตัวเลขความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดต่อเนื่องในปี 2561 เกิด peak ที่ 29,000 MW มาเป็น 30,000 MW ปี 2563 เป็น 31,000 MW และปี 2564 เป็น 32,000 MW หากแยกรายกลุ่มจะเห็นชัดว่า กลุ่มอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ การใช้ไฟฟ้าในปี 2563 และ 2564 แทบไม่เพิ่มเลย แต่ในส่วนของบ้านเรือนที่อยู่อาศัยมีอัตราการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างก้าวกระโดดระหว่างก่อนโควิดและหลังโควิด-19” นายคมกฤชกล่าว

ใช้น้ำมันลด LNG ผลิตไฟฟ้า

สำหรับแผนการบริหารจัดการไฟฟ้าเพื่อรับมือวิกฤตพลังงานนั้น นายคมกฤชกล่าวว่า ได้เริ่มดำเนินการมาตั้งแต่ช่วงต้นปี 2565 ตั้งแต่ “เลื่อน” การปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะออกไป เพื่อให้มีปริมาณการผลิตไฟฟ้าส่วนนี้เพิ่มขึ้น

ต่อมาก็คือการบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (สัดส่วนร้อยละ 60) ด้วยการเปลี่ยนสูตรการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซมาเป็นน้ำมัน การปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ณ หน้าโรงกลั่นที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า

ล่าสุดกำลังมีการพิจารณาถึงความเหมาะสมว่า จะผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันได้ปริมาณมากที่สุดเท่าไร ซึ่งเบื้องต้นผลิตไฟฟ้าได้โดยใช้น้ำมันปริมาณ 10 ล้านลิตร/วัน แต่สามารถขยายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันได้สูงสุดถึง 20 ล้านลิตร/วัน แต่ในทางปฏิบัติจริงอาจทำได้ 13-14 ล้านลิตร/วัน เพื่อรักษาระดับการผลิตให้ได้ตามประมาณการและป้องกันข้อจำกัดเรื่องการเติมสต๊อกน้ำมัน

“ในภาวะปกติต้นทุนการใช้น้ำมันผลิตไฟฟ้ามันแพงกว่าก๊าซอยู่แล้ว แต่ว่าตอนนี้ราคา spot ของ ก๊าซ LNG มันแพงทะลุไป 30-40-50 เหรียญ เทียบกับราคาน้ำมันที่ไม่ได้ปรับขึ้นไปแบบนั้น ฉะนั้นเราจึงมองว่า ถ้าเปลี่ยนเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าจากแก๊สเป็นน้ำมันก็พอจะช่วยได้

คือถ้าเปลี่ยนมาใช้น้ำมันแล้วก็ยังสามารถที่จะ keep condition ไว้ได้อยู่ ซึ่งเดิมทีคาดว่าจะต้องนำเข้าก๊าซ LNG เข้ามาชดเชยส่วนต่างปริมาณก๊าซที่หายไปอีก 4.5 ล้านตัน เราก็มุ่งจะคอนเวิร์ตส่วนนี้ให้เป็นน้ำมันมากที่สุด เพื่อมาเป็นส่วนผสมต้นทุนเชื้อเพลิงในค่า Ft ให้ลดลงบ้าง” นายคมกฤชกล่าว

ขณะเดียวกันได้เร่งการก่อสร้างสถานีแปรสภาพก๊าซ LNG เทอร์มินอลแห่งที่ 2 ที่มาบตาพุดให้แล้วเสร็จ และคาดว่าจะพร้อมใช้งานได้ในช่วงเดือนพฤษภาคม-มิถุนายนนี้ เพื่อรองรับปริมาณการนำเข้า LNG มาแปรสภาพได้มากขึ้น หรือสูงสุดอีก 5 ล้านตัน จากเดิมที่ LNG เทอร์มินอลแห่งที่ 1 รองรับได้ 11.5 ล้านตัน เพื่อรองรับในกรณีที่อาจจะมีการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นมากกว่าแผนเดิมที่ออกแบบไว้

ซื้อชีวมวลอีก 100 MW

ส่วนการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากส่วนการผลิตอื่น ๆ (ร้อยละ 40) นอกเหนือไปจากการใช้ก๊าซธรรมชาตินั้น ได้มีการเพิ่มการใช้ “พลังงานไฟฟ้าชีวมวล” จากโรงไฟฟ้าชีวมวลอีก 100 MW ขณะนี้ได้ออกประกาศเปิดรับซื้อไฟฟ้าชีวมวลแล้ว คาดว่าจะเห็นภาพชัดเจนในปลายเดือนเมษายนนี้ ซึ่งหากมีจำนวนผู้สนใจมากก็อาจจะพิจารณาเพิ่มการผลิตไฟฟ้าชีวมวลเป็น 200 MW ก็ได้

“เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าชีวมวลคราวนี้จะเปิดกว้างให้ทั้งผู้ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าอยู่แล้วและผู้ที่ไม่มีสัญญา โดยกำหนดช่วงเวลาในการรับซื้อระยะสั้นประมาณ 1-2 ปี ซึ่งเป็นช่วงที่ก๊าซธรรมชาติขาด (ช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทานก๊าซในอ่าวไทย) และจะทำสัญญาเป็นปีต่อปี ส่วนระดับราคารับซื้อไฟฟ้าจะเป็นตามที่ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ ให้รับซื้อจากเครื่องจักรที่ผลิตเดิม ไม่ได้สร้างใหม่ หรือหน่วยละประมาณ 2.20 บาท”

ปลดล็อกโซลาร์บนหลังคาโรงงาน

นอกจากนี้ทางคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ยังพบว่า ประชาชนและภาคเอกชนหันมาติดตั้ง “แผงโซลาร์เซลล์บนหลังคา หรือ solar rooftop” มากขึ้น เพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าใช้เอง ซึ่งถือเป็นทางเลือกหนึ่งในการลดค่าไฟฟ้าในส่วนของภาคประชาชนและเอกชน โดยในส่วนของภาคประชาชนเดิมได้รับการส่งเสริมตาม “โครงการโซลาร์ประชาชน”

ซึ่งมีเป้าหมายเพื่อช่วยเรื่องพัฒนาพลังงานทดแทนรักษ์สิ่งแวดล้อมเป็นหลัก ไม่ได้ใช้ “วิธีจูงใจ” ด้านราคา แต่ก็มีผู้สนใจติดตั้งมากขึ้น โดยในปี 2562 มีจำนวนติดตั้ง 451 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2.4 MW ปี 2563 มีจำนวน 435 ราย กำลังการผลิต 2.44 MW และปี 2564 ล่าสุดมีจำนวน 404 ราย กำลังการผลิต 2.6 MW รวมทั้ง 3 ปีมีจำนวนผู้ติดตั้ง 1,290 ราย กำลังการผลิตรวม 7.1 MW ซึ่งโครงการนี้ได้ขยายไปถึงกลุ่มโรงพยาบาลและโรงเรียนด้วย

ทั้งนี้ โครงการโซลาร์ประชาชนกำหนดเงื่อนไขให้ติดตั้งได้รายละไม่เกิน 5 กิโลวัตต์ ซึ่งต้นทุนในการติดตั้งปรับลงมาอยู่ที่กิโลวัตต์ละ 20,000-30,000 บาท ขึ้นอยู่กับวัสดุอุปกรณ์ที่เลือกใช้ กำหนดอัตราค่าไฟฟ้า 2.20 บาท/หน่วย ซึ่งไม่ได้จูงใจในด้านราคาค่าไฟมากนัก แต่สามารถลดการจ่ายค่าไฟฟ้าลงได้ 30% ยกตัวอย่าง จากที่เคยจ่ายค่าไฟฟ้าเดือนละ 10,000 บาท ก็ลดลงมาประมาณ 3,000 บาท

ขณะที่ภาคเอกชนในส่วนของโรงงานและภาคธุรกิจ หรือ IPS นั้นได้มีการติดตั้งแผงโซลาร์รูฟบนหลังโรงงานอย่างกว้างขวางถึง 1,000 MW แล้ว เนื่องจากคุ้มค่าต่อการลงทุนจากการที่โรงงานต้องใช้ไฟฟ้าในการผลิตตอนกลางวันตลอดทั้งวันอยู่แล้ว เมื่อผลิตได้ใช้หมดจะประหยัดประมาณ 3-4 บาท แต่เดิมรัฐบาลไม่ได้รับซื้อไฟฟ้าคืน เพราะการใช้หมดเหมือนการขายไฟได้ราคา 3-4 บาท โรงงานมีขนาดหลังคาใหญ่สามารถติดตั้งโซลาร์รูฟได้พื้นที่มากอยู่แล้ว

แต่ล่าสุดผลจากการที่ก๊าซ LNG ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้ามีราคาแพงขึ้น กกพ.จึงประกาศรับซื้อไฟคืน จากทั้งผู้ที่มีสัญญาขายไฟอยู่แล้วและต้องการจะขายเพิ่ม ส่วนที่ยังไม่มีสัญญาที่คิดจะติดโซลาร์เพื่อผลิตไฟฟ้าไว้ใช้เอง แต่ภายหลังต้องการจะขายส่วนที่เหลือหรือช่วงที่เก็บไว้ช่วง “ออฟพีก” สามารถคืนกลับเข้าระบบของ 3 การไฟฟ้าได้

เพียงแต่ระดับราคารับซื้อคืนอาจจะไม่แพงมากนัก เนื่องจากจะต้องนำไฟฟ้าที่ซื้อคืนมาบริหารจัดการต่อ มีต้นทุน ถือว่าเป็นการลดต้นทุนในส่วนของการนำเข้าก๊าซ LNG ได้ “แต่เราคงไม่อนุญาตให้ทุกโรงงานสามารถขายไฟคืนได้ เพราะอาจจะมีปัญหาเรื่องโอเวอร์โหลดสาย ดังนั้นก็คงต้องมาไล่ดูว่าได้มากสุดเท่าไหร่ ซึ่งเบื้องต้นเรากำหนดให้ระยะเวลา 1 ปี” นายคมกฤชกล่าว