นายศิริ จิระพงษ์พันธ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เปิดเผยถึงผลการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคมที่ผ่านมาว่า ที่ประชุม กบง. มีมติรับร่างแผนก๊าซ 20 ปี (Gas Plan) ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ 20 ปี PDP 2018 (พีดีพี 2018) โดยแผนก๊าซได้ระบุถึงทิศทางค่าไฟฟ้าของประเทศ โดยตั้งแต่ปี 2565 ค่าไฟฟ้าจะถูกลง 15 สตางค์ต่อหน่วย จากราคาปัจจุบันที่ค่าไฟฟ้าฐานอยู่ที่ 3.62 บาทต่อหน่วย เนื่องจากในช่วงปีดังกล่ว ทาง ปตท.สผ. ที่ชนะประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติ 2 แห่ง คือ บงกช และเอราวัณ จะได้รับสิทธิ์ผลิตก๊าซธรรม ซึ่ง ปตท.สผ. ได้เสนอราคาก๊าซที่ถูกลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายถูกลงด้วย นอกจากนี้แล้ว ค่าไฟฟ้าที่ถูกลงยังจะมาจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่างๆ ด้วย อาทิ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ เป็นต้น

สำหรับรายละเอียดแผนก๊าซธรรมชาติ 20 ปี ยังกำหนดให้ปลายแผน คือ ปี 2580 ประเทศไทยจะใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้าเพียง 28% จากปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมด โดยคิดเป็น 5,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากปัจจุบันที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าสูงถึง 62% ของปริมาณเชื้อเพลิงทั้งหมด ซึ่งคิดเป็น 5,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งผลิตได้จากอ่าวไทย แหล่งบนบก และบางส่วนนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน

นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เปิดเผยว่า “จากมติ ที่ประชุมคณะรัฐมนตรี เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศปี 2561-2580 (PDP 2018) แล้วเมื่อวันที่ 30 เม.ย. 2562 สนพ. จึงต้องประชาสัมพันธ์ให้ทุกภาคส่วนมีความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับแผน PDP 2018 โดยแผน PDP 2018 เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอกับความต้องการใช้ เพื่อรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ โดยมีกรอบระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี (2561-2580) การพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพในแต่ละภูมิภาค นอกจากนี้ ยังคำนึงถึงความเชื่อมโยงระหว่างการลงทุนในการผลิตไฟฟ้า ความมั่นคงของระบบส่งไฟฟ้า และการส่งเสริมการแข่งขันภายใต้การกำกับดูแลให้มีประสิทธิภาพสูงสุดและคงไว้ซึ่งความมั่นคง

สรุปแผน PDP 2018

1. จัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 77,211 เมกะวัตต์ เป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในปี 2580 และทดแทนโรงไฟฟ้าปลดออกจากระบบ
2. โรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ปรับลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP 2015 เพื่อเป็นการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP 21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก ให้ราคาค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับเหมาะสม
3. สัดส่วนเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติ (ร้อยละ 53) และถ่านหินและลิกไนต์ (ร้อยละ 12)
4. สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากฟอสซิล ร้อยละ 35 ขณะที่สัดส่วนเชื้อเพลิงถ่านหินลดลงไปอยู่ที่ร้อยละ 12
5. มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐ เช่น ขยะชุมชน โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ
6. โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ ปี 2562 เป็นต้นไป
7. ให้มีการทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้มีการศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป

ทั้งนี้ ประชาชนทุกภาคส่วน และผู้สนใจสามารถเข้าไปศึกษาข้อมูลแผน PDP 2018 และดาวน์โหลดข้อมูลเพิ่มเติมได้แล้วที่ http://www.eppo.go.th/images/Infromation_service/public_relations/PDP2018/PDP2018.pdf”

แหล่งที่มา: การเสวนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) และการรับทราบข้อแนะนำเกี่ยวกับ PDP ฉบับใหม่

ในแผน PDP 2018 มีการพูดถึงระบบผลิตไฟฟ้าเพื่อความมั่นคง การให้ได้ไฟฟ้าที่มีความมั่นคงเชื่อถือได้ 41,800 เมกะวัตต์ จำเป็นต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 77,211 เมกะวัตต์ โดยระบุว่ามีเป้าหมายของแผน AEDP2018 เป็นสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี พ.ศ. 2580 ซึ่งการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย และพลังงานขั้นสุดท้าย ประกอบด้วย การผลิตไฟฟ้า การผลิตความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ

ผู้เขียนขอพูดในมิติ การผลิตไฟฟ้าของแผน PDP 2018 เมื่อลองพิจารณาหลักการและวิธีคิดการจัดทำ PDP ของประเทศไทย เปรียบเทียบกับประเทศที่ต้องการส่งเสริมพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จะเห็นว่าการจัดทำแผน PDP ของประเทศไทย จะมีการพิจารณาการเข้ามาของโรงไฟฟ้าตามค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forcast) โดยเริ่มต้นที่โรงไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลที่ตัวหลักจะเป็นก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน (ดังรูปกราฟ-ฐานกราฟ) ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกจะถูกพิจารณาใส่เข้าแผนในลำดับถัดไป (ดังรูปกราฟ-ด้านบนกราฟแท่ง)

สำหรับกลุ่มประเทศที่ต้องการส่งเสริมพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก มองว่าการพิจารณาลำดับการสั่งการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จะต้องได้รับเลือกเข้าระบบเป็นลำดับแรก และในลำดับถัดไป คือ โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลที่จะเข้าสู่ระบบส่วนที่เหลือ Residual Loads (Total Load หักลบ REFeed in) ซึ่งแน่นอนว่าการจะดำเนินการในลักษณะนี้ได้จะต้องมีระบบที่สามารถพยากรณ์ (RE Forecast) บริหารจัดการด้านการตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้า ระบบบริหารจัดการพลังงานอัตโนมัติและควบคุมโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกที่มีประสิทธิภาพ เพื่อความมั่นคงและความมีเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าด้วยเช่นกัน ในทางกลับกัน โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลก็ต้องสามารถปรับตัวเองให้ยืดหยุ่น สามารถปรับการเดินเครื่องและตอบสนองตามการสั่งจ่ายไฟฟ้าที่ต้องอยู่ร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกที่มีความผันผวนและไม่แน่นอน และท้ายที่สุด โรงไฟฟ้าทุกประเภทจะต้องปรับตัวให้สามารถแข่งขันกันได้อย่างเสรีและเป็นธรรม

ที่มา: Capacity Building on Renewable Energy and Grid Intregration (CapREG): Virtual Classroom – “Flexibility options for power systems” 20 September, 2018, Berlin, Dr. Claudia Weise, VGB

สถานการณ์พลังงานของโลกจากข้อมูลของ IEA (International Energy Agency) ปี ค.ศ. 2017 พบว่า สัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในการผลิตไฟฟ้าของหลายประเทศมีสัดส่วนที่สูง และพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเริ่มเข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าของหลายประเทศทั่วโลก โดยเฉพาะประเทศออสเตรเลีย เดนมาร์ก และหลายประเทศทางยุโรป แม้ว่าประเทศทางฝั่งเอเชียจะมีสัดส่วนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในการผลิตไฟฟ้าไม่ถึง 10% แต่พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกก็ได้นำเข้ามาพิจารณาร่วมด้วยในการผลิตไฟฟ้าในแผน PDP ของแต่ละประเทศอย่างชัดเจนมากขึ้นและต่อเนื่อง

แหล่งที่มา : IEA 2017

แผน PDP ฉบับใหม่ของประเทศไทยมีแนวทางการจัดทำแผนโดยพิจารณาศักยภาพพลังานหมุนเวียนรายภูมิภาค มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าในปัจจุบันที่มีการตอบรับซื้อแล้ว ในมุมมองผู้เขียนดูเหมือนการพิจารณาศักยภาพพลังงานหมุนเวียนรายภาค อาจจะช่วยการบริหารแหล่งเชื้อเพลิงแยกตามภูมิภาคได้ และช่วยแก้ปัญหาการแข่งขันแย่งชิงเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนหรือปัญหาการเคลื่อนย้ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนข้ามพื้นที่ แต่อาจจะไม่ใช่คำตอบที่นำไปสู่การตอบโจทย์การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนและพลังงานทางเลือก มีปัจจัยนอกเหนือจากนี้ที่ควรต้องคำนึงถึง อาทิ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและพลังงานทางเลือกของชุมชนที่ผลิตไฟฟ้าและจ่ายไฟฟ้าใช้ภายในหมู่บ้านชุมชนที่เกิดจากการ Synergy พลังงานหมุนเวียนและพลังงานทางเลือกในชุมชน เพื่อให้ใช้ทรัพยากรของท้องถิ่นให้เกิดประโยชน์อย่างเต็มที่ โดยนำเทคโนโลยีระบบไมโครกริด Micro Grid และระบบสมาร์ทกริด Smart Grid เข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นการกระจายอำนาจให้ชุมชน การกระจายรายได้และสร้างความเจริญเติบโตในท้องถิ่นบรูณาการการทำงานร่วมกัน เพื่อให้ชุมชนในพื้นที่มีความรู้สึกเป็นเจ้าของและรักษาระบบไฟฟ้า เป็นปัจจัยที่สำคัญอันจะนำไปสู่ความยั่งยืนของการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกและความเข้าถึงประชาชนอย่างแท้จริง

อีกประเด็นสำคัญที่ต้องพูดถึงและยังไม่มีความชัดเจน คือ มาตรการสนับสนุนเงินลงทุนจากภาครัฐ เพื่อโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและพลังงานทางเลือกของชุมชน หรือมาตรการสนับสนุนด้านราคาไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าชุมชน เพื่อให้โครงการเกิดความคุ้มค่าน่าลงทุนและเกิดผลได้จริงในทางปฏิบัติ ที่ปัจจุบันนโยบายภาครัฐยังคงเน้นให้ความสำคัญกับผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชนเป็นหลัก ที่ให้อัตรารับซื้อไฟฟ้าในลักษณะของ Feed-in-Tariff (FIT) เมื่อเปรียบเทียบกับผู้ผลิตไฟฟ้าระดับครัวเรือน ชุมชน หรือประชาชน ที่นโยบายยังขาดความชัดเจนและความต่อเนื่องในการดำเนินการ ทั้งที่การสนับสนุนส่งเสริมให้ภาคประชาชนมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะเป็นหนทางแห่งความยั่งยืนของการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกอย่างแท้จริง

“หลายครั้งผู้เขียนมักจะได้ยินคนพูดกันว่า ประเทศไทยจะต้องเดินหน้าส่งเสริมพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกให้เหมือนต่างประเทศที่มี RE 100% โดยไม่ต้องใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลในการผลิตพลังงานไฟฟ้า ซึ่งประเด็นนี้ผู้เขียนอยากให้ทำความเข้าใจความหมายใหม่ว่า RE100% อย่างเช่นในประเทศเยอรมนีมีจริง แต่เกิดขึ้นในช่วงเวลาหนึ่ง และโรงไฟฟ้าใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลก็ยังคงมีความจำเป็นและต้องเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเข้าสู่ระบบไฟฟ้าอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้”

Source: นิตยสาร Green Network ฉบับที่ 92 มีนาคม-เมษายน 2562 คอลัมน์ GREEN Focus โดย พิชัย ถิ่นสันติสุข

ดังนั้น สิ่งที่รัฐบาลต้องการส่งสัญญาณ คือต้องการให้เอกชนได้วางแผนการลงทุนได้ทันที เพราะตลาดที่ใหญ่จะทำให้มีความต้องการใช้แผงโซลาร์จำนวนมาก จึงต้องการส่งเสริมให้เกิดการผลิตเองในประเทศมากกว่าการที่จะไปสนับสนุนการนำเข้ามาจากต่างประเทศ ขณะเดียวกันผู้ประกอบการก็ต้องเร่งพัฒนาบุคลากรและช่างเทคนิคต่างๆ รองรับการติดตั้งและการบำรุงรักษาหลังการขายเพื่อให้มีมาตรฐาน ฯลฯ

นายศิริกล่าว ขณะนี้ภาครัฐได้มีการติดตั้งการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์แล้ว 3,443 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นการดำเนินงานภายใต้แผนพีดีพีเดิมที่กำหนดไว้จำนวน 6,000 เมกะวัตต์ แต่แผนพีดีพีฉบับใหม่ได้ปรับเป็นสิ้นสุดแผนที่ ปี 2580 จะมีไฟฟ้าที่ผลิตจากโซลาร์รวม 12,725 เมกะวัตต์ถือเป็นตัวเลขการเติบโตที่มากกว่าเดิม 5 เท่า

สำหรับโครงการโซลาร์ภาคประชาชน 10,000 เมกะวัตต์ภายใต้แผน PDP 2018 หากคำนวนเป็นหลังคาเรือนที่อยู่อาศัยจะมีสูงถึง 2 ล้านหลังคาเรือน แต่จะมีการรับซื้อช่วง 10 ปีแรก นำร่องปีละ 100 เมกะวัตต์ก่อน เพื่อทดลองตลาด โดยวันที่ 20 มีนาคมนี้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จะเปิดชี้แจงเกณฑ์และเงื่อนไขโดยละเอียดอีกครั้ง ส่วนโซลาร์ฟาร์มลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ กระทรวงได้มอบให้ กฟผ. ไปเปิดประมูลการติดตั้งนำร่องที่เขื่อนสิรินธร จากนั้นจะทยอยในเขื่อนอื่นๆ ตามที่ กฟผ. ศึกษาไว้

นายคมกฤช ตันตระวาณิชย์ รองเลขาธิการ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) กล่าวว่า คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะพิจารณาเกณฑ์และรูปแบบการสนับสนุนโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ในวันที่ 15 มีนาคมนี้ เปิดรับฟังความคิดเห็นระหว่างวันที่ 18 มีนาคม ถึงวันที่ 1 เมษายน เปิดให้มีการรับข้อเสนอในเดือนพฤษภาคม ถึง สิงหาคม นี้ และลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ในเดือนตุลาคมนี้