วาระทีดีอาร์ไอ

ดูบทความทั้งหมด

สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (ทีดีอาร์ไอ)

15 สิงหาคม 2562
1,314

โครงสร้างค่าไฟ ถึงเวลาปรับใหม่รับโซลาร์ภาคประชาชน

Disruptive technologies กำลังเขย่าหลายภาคธุรกิจบริการ ให้ต้องปรับตัว

“ภาคการผลิตไฟฟ้า” ก็หนีสถานการณ์นี้ไปไม่พ้น ในที่สุดเมื่อต้น มิ.ย. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ร่วมแถลงความพร้อมและขั้นตอนการเปิดยื่นเสนอขายไฟฟ้าในโครงการ “โซลาร์ภาคประชาชน” เป็นการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์แบบกระจายศูนย์ โครงการนี้ผนวกกับราคาโซลาร์เซลล์ถูกลงจะเป็นแรงกระตุ้นให้ประชาชนหันมาติดตั้งโซลาร์เซลเพื่อผลิตไฟฟ้า

ที่ผ่านมา ภาคเอกชน - ประชาชนเฝ้ารอการรับซื้อไฟฟ้าจากโซลาร์รูฟท็อป ตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP-2018) ปี 2561-68 ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตั้งแต่ ม.ค. 2562 โดยในแผนกำหนดไว้สูงถึง 10,000 เมกะวัตต์ตลอด 20 ปี โดยการแถลงครั้งนี้ เผยว่า เบื้องต้นกำหนดให้มีการรับซื้อ 10 ปีแรก (ปี 2562-2571) ด้วยการทยอยรับซื้อปีละ 100 เมกะวัตต์ เริ่มในปี 2562 เพื่อเป็นการนำร่องปีแรกก่อน

ทำไมการใช้ระบบการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์รวมถึงลม หรือพลังงานหมุนเวียนที่เป็นพลังงานสะอาด จึงเติบโต เป็นที่ยอมรับของผู้กำกับดูแลโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าได้ยากนัก?

องค์กรพลังงานระหว่างประเทศ หรือ International Energy Agency ระบุไว้ในเอกสาร “ความเชื่อ (Myths) และข้อเท็จจริง (Reality) เกี่ยวกับการนำพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวนเข้ามาในระบบไฟฟ้า” ว่า ส่วนหนึ่งเกิดจากความเชื่อว่า พลังงานหมุนเวียน เช่น ลมและแสงอาทิตย์มีความผันผวน จัดการยาก เพราะมีความไม่แน่นอนเปลี่ยนแปลงได้ตลอดเวลา ทำให้ไม่มีการพัฒนาหรือส่งเสริมการใช้งาน แต่ในความเป็นจริงระบบไฟฟ้าปัจจุบันก็ต้องจัดการรับมือกับความผันผวนในความต้องการใช้ไฟฟ้าอยู่แล้ว นอกจากนี้การกระจายระบบพลังงานหมุนเวียนไว้หลายที่ อย่าง โซลาร์ภาคประชาชน จะช่วยลดความผันผวนโดยรวมได้ นอกจากนี้ยังมีความเชื่อว่า หากผลิตไฟฟ้าจากระบบนี้ จำเป็นต้องใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy storage) ที่มีราคาแพง เพื่อช่วยรองรับความผันผวนในการผลิต แต่ในความเป็นจริงมีอีกหลายวิธี ที่ช่วยรองรับความผันผวนและเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า เช่น เครื่องกำเนิดไฟฟ้า อย่าง โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อน (Thermal power plant) โรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบมีอ่างเก็บน้ำ (Reservoir hydro) การซื้อขายแลกเปลี่ยนไฟฟ้ากับระบบไฟฟ้าอื่น ๆ การจัดการความต้องการไฟฟ้า (Demand-side management)

 (อ่านเพิ่มเติม 6 ความเชื่อพลังงานหมุนเวียน ที่ https://tdri.or.th/renewal-energy)

อย่างไรก็ตาม โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์แบบกระจายศูนย์ได้เริ่มมีการนำร่องแล้ว เท่ากับว่าในระดับนโยบาย เราอาจกำลังค่อยๆ ก้าวข้าม ความเชื่อเหล่านี้มาบ้าง และเพิ่มความมั่นใจให้ภาคประชาชน ธุรกิจ แต่สิ่งที่เป็นความจริงที่ไม่ใช่ความเชื่อ คือ หากมีการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์แบบกระจายศูนย์มากขึ้นเรื่อยๆ และมีการนำเทคโนโลยีต่าง ๆ มาเพิ่มความยืดหยุ่นของระบบไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพตามที่กล่าวไปข้างต้นแล้ว “ค่าไฟฟ้าของคนไทยควรต้องถูกลง

โดย กฟผ. ต้องพิจารณาปรับโครงสร้างค่าไฟให้สอดคล้องกับการผลิต มิฉะนั้นจะส่งผลกระทบรุนแรงต่อธุรกิจของ กฟผ. เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าใช้เองจากแสงอาทิตย์ ทำให้ประชาชนพึ่งพาไฟฟ้าจาก กฟผ. น้อยลง ขณะที่ ต้นทุนรวมของ กฟผ. อาจเท่าเดิมหรือสูงขึ้น โดยเฉพาะต้นทุนคงที่ (fixed cost) เช่น ต้นทุนการสร้างและบำรุงสายส่งไฟฟ้า ซึ่งหน่วยขายไฟฟ้าที่ลดลง ไม่เพียงพอที่จะชดเชยต้นทุนของ กฟผ. เอง

ภายใต้โครงสร้างค่าไฟฟ้าและการกำกับดูแลแบบเดิม (cost-based regulation) จะทำให้ภาระส่วนนี้ ถูกผลักไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าที่ไม่สามารถลงทุนผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ในรูปแบบของราคาไฟฟ้าที่สูงขึ้น เมื่อราคาไฟฟ้าสูงขึ้น ก็จะยิ่งจูงใจให้ผู้ใช้ไฟที่มีกำลังลงทุนหันมาผลิตไฟฟ้าเองมากขึ้นเรื่อยๆ และลดการพึ่งพาไฟฟ้าจากโครงข่ายลง ยิ่งทำให้ปัญหาข้างต้นทวีความรุนแรงขึ้น จนเกิดข้อกังวลด้านความเป็นธรรมและความเหลื่อมล้ำ เพราะผู้ที่สามารถลงทุนในเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนได้ช้าที่สุด คือผู้ใช้ไฟที่มีรายได้น้อย

ดังนั้นการปรับโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าให้สะท้อนบริบทการใช้และการผลิตไฟฟ้าที่เปลี่ยนไปจึงเป็นทางออก เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกคนได้ร่วมจ่ายต้นทุนในส่วนของตนเอง ลดการผลักภาระไปยังผู้ใช้ไฟที่ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าใช้เอง โดยผู้เขียนและคณะวิจัย เสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาค่าไฟที่เป็นรูปธรรม 3 ข้อ คือ

1.แยกโครงสร้างคำนวณค่าไฟ เป็น 3 ส่วนอย่างชัดเจน เพื่อสะท้อนต้นทุนที่เหมาะสม ได้แก่ 1) ค่าต้นทุนรวมและบริการของ กฟผ. ที่เชื่อมโยงกับต้นทุนคงที่ (fixed cost) ของระบบ ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าทุกคนควรร่วมจ่ายในส่วนนี้เท่ากันหมด 2) ค่าไฟฟ้าตามปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุดหรือ ค่ากำลังไฟฟ้า (demand charge) ที่สะท้อนต้นทุนกำลังการผลิตที่ต้องสร้างเพิ่มตามความต้องการสูงสุด 3) ค่าพลังงานไฟฟ้าต่อหน่วย (variable charge) ที่สะท้อนค่าเชื้อเพลิงที่นำมาผลิตไฟฟ้าซึ่งแปรผันตามตลาดและประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในระบบ

2.ในอนาคตเมื่อระบบไฟฟ้ามีสัดส่วนการผลิตจากโซลาร์เซลล์มากขึ้น อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าต่อหน่วย (variable charge) ที่ซื้อจากโครงข่ายในช่วงเวลากลางวันควรถูกกว่าในช่วงกลางคืนเพราะช่วงกลางวันจะมีการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์มาก ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระบบของ กฟผ. ต่ำลง ในขณะที่ช่วงกลางคืนไม่มีผลผลิตจากโซลาร์เซลล์มาช่วยทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากระบบสูงและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงกว่า

3.ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ใช้เอง และส่งไฟฟ้าบางส่วนกลับสู่โครงข่ายไฟฟ้าควรได้รับการชดเชยพลังงานเท่ากับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของระบบลดลง ซึ่งแปลว่าค่าชดเชยดังกล่าวควรมีราคาต่ำในช่วงเที่ยง (เพราะเมื่อระบบมีไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์มากขึ้น ต้นทุนการผลิตของระบบ กฟผ. จะต่ำลง) และสูงในช่วงเช้าหรือเย็นเมื่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของระบบ กฟผ. เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ที่กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่สะท้อนอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของระบบ ถือเป็นจุดเริ่มต้นที่เหมาะสม และหากในอนาคตมีการปรับอัตรารับซื้อนี้ให้แปรผันตามต้นทุนของระบบในแต่ละช่วงเวลาแล้ว ก็จะยิ่งช่วยจูงใจให้ผู้ใช้ไฟฟ้าปรับพฤติกรรมการผลิตไฟฟ้าและการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับการลดต้นทุนรวมของระบบได้มากยิ่งขึ้น

นอกเหนือจากการปรับโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าดังที่ได้กล่าวมาแล้ว ทั้งการไฟฟ้า ผู้กำกับดูแล และผู้กำหนดนโยบาย สามารถร่วมกันพลิกวิกฤติจาก Disruptive technologies มาเป็นโอกาสสำหรับประเทศได้ ผ่านการปรับกติกาให้เทคโนโลยีที่หลากหลายสามารถเข้าร่วมแข่งขันให้บริการต่าง ๆ ในระบบไฟฟ้าทั้งในด้านต้นทุนและคุณภาพ ซึ่งจะช่วยลดต้นทุนรวมของระบบโดย กฟผ. รวมไปถึงการปรับวิธีการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย ให้เน้นประสิทธิภาพและคุณภาพ (performance based regulation) ซึ่ง จะจูงใจให้การไฟฟ้าลดต้นทุน เพิ่มประสิทธิภาพ เพิ่มคุณภาพในการให้บริการ และมีรายได้เพิ่มเติมจากกิจการใหม่ ๆ ที่เกี่ยวข้องได้ด้วย

โดย... 

วิชสิณี วิบุลผลประเสริฐ 

ดูบทความทั้งหมดของ วาระทีดีอาร์ไอ

แชร์ข่าว :
Tags: