กฟผ.อัดงบลงทุน 6 แสนล้าน รับแผน PDP ผุดโรงไฟฟ้าใหม่ชิงแชร์31%

กฟผ.วาดแผนลงทุนระยะ 10 ปี ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2018 พร้อมทุ่มเงินลงทุนอีก 600,000 ล้านบาท สร้างโรงไฟฟ้าใหม่ 8 โรง ยกเครื่องโรงไฟฟ้าเดินเบา พัฒนาระบบส่งไฟฟ้าครอบคลุมทั่วประเทศ ตั้งเป้าไทยเป็นฮับเชื่อมโยงการขายไฟอาเซียน มั่นใจรายได้ไม่สะเทือนแม้ส่วนแบ่งการผลิตไฟฟ้าจะหดจาก 35% เหลือ 24% หวังแบ่งเค้ก “โรงไฟฟ้าใหม่” สัดส่วน 11% ของกำลังผลิตรวมที่ยังไม่เคาะว่าใครจะได้

นายวิบูลย์ ฤกษ์ศิระทัย ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กล่าวว่า กฟผ.เตรียมลงทุนพัฒนาโรงไฟฟ้าและระบบสายส่ง เพื่อให้สอดรับกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย หรือ PDP 2018 ครอบคลุมระยะเวลา 20 ปี (2561-2580) ที่กำลังจะเข้าสู่การพิจารณาของคณะรัฐมนตรีเร็ว ๆ นี้

โดยสาระสำคัญของแผน PDP ฉบับใหม่จะเปลี่ยนแปลงไปจาก PDP ฉบับที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน (PDP 2015) ด้วยการกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะอย่างยิ่งไฟฟ้าพลังงานอาทิตย์จากภาคประชาชน เพิ่มขึ้นถึง 10,000 เมกะวัตต์ (MW)

นอกจากนี้ ยังมีการวางแผนการผลิตตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของแต่ละภูมิภาค หรือการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักรายภูมิภาครวม 7 ภูมิภาค ส่งผลให้ กฟผ.ต้องดำเนินนโยบาย 3 ด้าน เพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2018 ได้แก่ การดูแลความมั่นคงของพลังงาน, การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อให้ไทยเป็น “ฮับ” ด้านการซื้อขายไฟฟ้าในอาเซียน และการเตรียมการเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน

โดยในช่วง 10 ปีแรกของแผน PDP ฉบับใหม่ (2561-2570) กฟผ.จะใช้งบฯการลงทุนประมาณ 600,000 ล้านบาท แบ่งเป็น การสร้างโรงไฟฟ้าหลัก 300,000 ล้านบาท และระบบจ่ายไฟ-สายส่งอีก 300,000 ล้านบาท มีเป้าหมายเพื่อรักษาความมั่นคงทางพลังงาน ทั้งนี้ ในช่วง 5 ปีแรก (2561-2565) กฟผ.จะใช้สำหรับศึกษาแนวทางการลงทุน และหลังจากนั้นในอีก 5 ปีถัดมาจะพิจารณาแหล่งเงินทุนควรจะมาจากการระดมทุนหรือการกู้เงินในประเทศ

สำหรับแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าหลักวงเงิน 300,000 ล้านบาทนั้น เบื้องต้นจะใช้สำหรับก่อสร้างโรงไฟฟ้าหลัก 8 โรง รวมกำลังการผลิต 5,400 MW ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าน้ำพอง จ.ขอนแก่น กำลังการผลิต 650 MW ผลิตไฟเข้าสู่ระบบในปี 2568, โรงไฟฟ้าพระนครใต้ 2 โรง กำลังผลิต 700 MW กับ 1,400 MW ผลิตไฟเข้าสู่ระบบปี 2569 และปี 2570, โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี 2 โรง 700 MW ผลิตไฟเข้าสู่ระบบ

ในระหว่างปี 2570-2571-2572 และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 700 MW ผลิตไฟเข้าสู่ระบบ ปี 2578 โดย 7 โรงจะใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ยกเว้นโรงไฟฟ้าแม่เมาะที่จะใช้ถ่านหินลิกไนต์ กำลังผลิต 600 MW ผลิตไฟฟ้าเข้าสู่ระบบปี 2569

“ตามแผน PDP 2018 กำหนดสัดส่วนการผลิตและจำหน่ายไฟจาก กฟผ.ตลอดทั้งแผนจะอยู่ที่ 24% หาก กฟผ.สามารถสร้างโรงไฟฟ้าได้ตามแผนทั้งหมด จะส่งผลให้ กฟผ.มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของประเทศประมาณ 31% ลดลงจากปัจจุบันที่ กฟผ.มีสัดส่วนการผลิตอยู่ประมาณ 35% แม้สัดส่วนกำลังผลิตจะลดลง แต่เชื่อว่า กฟผ.สามารถรักษาระดับรายได้จากการขายไฟฟ้าไว้ได้ นอกจากนี้ ในแผน PDP ยังกำหนดประเภทโรงไฟฟ้าใหม่ไว้ส่วนหนึ่ง โดยมีสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 11% ซึ่งตอนนี้ยังไม่มีการสรุปว่า จะเป็นโรงไฟฟ้าประเภทใด แต่ก็มีความเป็นไปได้ที่ กฟผ.จะได้รับส่วนแบ่งในส่วนของโรงไฟฟ้าใหม่ด้วย เนื่องจากแผน PDP 2018 จะมีการทบทวนทุก ๆ 5 ปี” นายวิบูลย์กล่าว

ขณะที่สัดส่วนโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) มีสัดส่วน 13% ลดลงจากปัจจุบันที่ 33%, กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ISP) อีก 18% นอกจากนี้ ยังมีการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) พลังงานทดแทนอีกประมาณ 35%

ส่วนกรณีที่แผน PDP ฉบับใหม่ ไม่มีการระบุโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่-เทพา เข้าไว้ในแผนนั้น นายวิบูลย์กล่าวว่า การพิจารณาว่าจะมีโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือไม่ขึ้นอยู่กับการประเมินสิ่งแวดล้อมเชิงยุทธศาสตร์ (SEA) ที่รัฐบาลกำลังดำเนินการกันอยู่ และหากจำเป็นจะต้องมีโรงไฟฟ้าถ่านหินต่อไปใน SEA จะต้องบอกด้วยว่า โรงไฟฟ้านั้นจะต้องตั้งอยู่ตรงไหน ในชั้นนี้ถึงแม้จะไม่มีการระบุโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่-เทพา ไว้ในแผน PDP ก็จะไม่ส่งผลกระทบต่อ กฟผ. เนื่องจากยังไม่มีการเซ็นสัญญาก่อสร้างโครงการทั้ง 2

นายวิบูลย์ยังกล่าวถึงกระแส disuptive technology จากเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วนั้น จะส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RE) เกิดมากขึ้น ซึ่งตามแผน PDP 2018 ก็ได้กำหนดการผลิตไฟฟ้าประเภทนี้ไว้ให้สอดรับกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปด้วย โดยเฉพาะกำลังผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์ฟาร์มและวินด์ฟาร์มที่จะมีมากขึ้น แต่ด้วยเหตุที่พลังงานจากแสงแดดและลมจะมีความผันผวน ไม่แน่นอน หรือไม่เสถียร เมื่อเทียบกับกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าหลักที่ใช้พลังงานความร้อน

ดังนั้น กฟผ.จะต้องปรับระบบของโรงไฟฟ้าหลักที่มีอยู่เพื่อให้สามารถเพิ่มกำลังผลิตไฟกลับมาได้ทันกับความต้องการในช่วงเวลาดังกล่าวโดยเร็ว เช่น เดิมต้องใช้เวลาต้มน้ำอุณหภูมิ 1,000 องศาเซลเซียส ประมาณ 6-8 ชั่วโมง แต่หากจำเป็นต้องใช้ไฟฟ้าในช่วงต่อเนื่องช่วงที่กำลังผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์และวินด์ลดลง กฟผ.ต้องเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าให้ได้ภายใน 10 นาที เพื่อให้ไฟไม่ดับ เป็นต้น

“เราได้ศึกษาแนวทางการปรับปรุงโรงไฟฟ้าหลักที่มีอยู่ และโรงไฟฟ้าใหม่ให้เดินเครื่องรอบต่ำและไม่ดับ หรือที่เรียกว่า โรงไฟฟ้าเดินเบา จากเดิม 30-45% ให้เหลือ 20-30% นั่นคือต้องมี flexible power plant เพื่อให้สามารถตีกลับไปผลิตกระแสไฟฟ้าเดิน 80-90% ให้เร็วที่สุดเท่าที่จะทำได้ อาจใช้เวลา 10 นาที เพราะหากไม่ทันไฟจะดับได้ และยังต้องพัฒนาระบบจัดเก็บไฟฟ้าสำรองเพื่อถ่วงเวลาไว้ 15-20 นาที ในช่วงที่โรงไฟฟ้ากำลังเร่งเครื่องผลิต เบื้องต้นคาดว่าหากพัฒนาระบบจัดเก็บ 20 MW ก็จะต้องใช้เงินลงทุนสถานีละ 800 ล้านบาท โดยจะนำร่องในโรงไฟฟ้าหลัก 2 แห่ง คือ พระนครเหนือและโรงไฟฟ้าแม่เมาะก่อน และต่อไปจะใช้กับโรงไฟฟ้าในเขื่อนร่วมกับโซลาร์ลอยน้ำ ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้ยาวนานขึ้นอีก 8 ชั่วโมง จากเดิม 3-6 ชั่วโมง รวมเป็น 11-14 ชั่วโมง” นายวิบูลย์กล่าว

อย่างไรก็ตาม กฟผ.ยังมีแผนที่จะพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้มีความเสถียรมากขึ้น เช่น โครงการโซลาร์ลอยน้ำในเขื่อนของ กฟผ. ที่จะมีกำลังผลิตรวม 2,725 MW ซึ่งจะเป็นระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสานระหว่างพลังงานแสงอาทิตย์กับน้ำในเขื่อนของ กฟผ.ทั่วประเทศ โดยจะนำร่องที่เขื่อนสิรินธรก่อนจำนวน 45 MW โซลาร์เซลล์จะช่วยผลิตไฟฟ้าเสริม peak ในช่วงกลางวัน และโรงไฟฟ้าพลังน้ำจะช่วยผลิตไฟฟ้าเสริม peak ในช่วงกลางคืน

พร้อมกันนี้ กฟผ.ต้องมีการปรับปรุงระบบสายส่งให้ครอบคลุมพื้นที่ทั้งหมด ตลอดจนจะต้องวางแผนส่งจ่ายกระแสไฟฟ้าระดับภูมิภาค โดยต่อไปจะต้องเชื่อมโยงการขายไฟฟ้าของประเทศเพื่อนบ้านด้วย ตามแผนที่ไทยต้องการเป็นศูนย์กลางการซื้อขายไฟฟ้าในอาเซียน ซึ่งขณะนี้ประเทศสมาชิกอาเซียน คือ สปป.ลาว ได้มีการหารือถึงการขายไฟฟ้าผ่านระบบสายส่งของไทยไปยังประเทศมาเลเซียแล้ว

นอกจากนี้ กฟผ. ยังมีแผนปรับให้โรงไฟฟ้าภายใต้การดูแลของ กฟผ. เป็นโรงไฟฟ้าเชิงท่องเที่ยวด้วย โดยจะนำร่องในพื้นที่จังหวัดสุราษฎร์ฯก่อน 2 แห่ง โดยเบื้องต้นมีแผนที่จะซื้อพื้นที่เพิ่มเพื่อขยายกำลังการผลิต และพัฒนาพื้นที่รองรับนักท่องเที่ยว และคัดสรรผลิตภัณฑ์ชุมชนนำมาจำหน่าย โดยเป้าหมายไม่ใช่แค่เพียงการสร้างรายได้ให้กับชุมชน แต่ยังเป็นการเสริมสร้างภาพลักษณ์ในด้านการผลิตไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมด้วย