กฟผ. ชู Fuel Cell พลังงานเมืองต้นแบบเกาหลีใต้ แม้ต้นทุนสูงแต่ยั่งยืนระยะยาว

นายวฤต รัตนชื่น รองผู้ว่าการยุทธศาสตร์ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เปิดเผยถึงการเดินทางไปศึกษาโรงงานผลิตเซลล์เชื้อเพลิง (Fuel Cell) ขนาดใหญ่ ณ โรงงานอิกซานของ Doosan Fuel Cell (Doosan Fuel Cell Iksan Factory) ประเทศเกาหลีใต้ ว่า เกาหลีใต้เป็นประเทศที่มีการนำไฮโดรเจนมาใช้ในรูปแบบโรงไฟฟ้าในเมืองอย่างจริงจัง ด้วยขนาดกำลังผลิตสูงถึง 50 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตาม การเลือกใช้เทคโนโลยีเซลล์เชื้อเพลิง (Fuel Cell) เพื่อแปลงไฮโดรเจนเป็นไฟฟ้า เป็นแนวทางที่แตกต่างจากที่ไทยเคยพิจารณาเดิมที่อาจจะนำไฮโดรเจนไปผสมกับก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าเดิม

สำหรับโรงงานอิกซานแห่งนี้เป็นฐานการผลิตที่สำคัญของ Doosan Fuel Cell Co., Ltd. ในเครือ Doosan Group โดยเน้นการผลิตระบบเซลล์เชื้อเพลิงที่ใช้สำหรับการผลิตไฟฟ้าและความร้อน โดยมีเทคโนโลยีหลักคือ PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell - เซลล์เชื้อเพลิงกรดฟอสฟอริก) ซึ่งเป็นเทคโนโลยีเชิงพาณิชย์หลักของ Doosan ที่ให้ประสิทธิภาพสูง

กำลังผลิตและการเข้าถึงตลาด

ทั้งนี้ โรงงานดังกล่าวได้ก่อตั้งขึ้นในปี 2017 โดยเริ่มแรกมีกำลังการผลิตประมาณ 63 เมกะวัตต์ (MMW) ต่อปี ซึ่งเทียบเท่ากับการผลิตเซลล์เชื้อเพลิงขนาด 440 กิโลวัตต์ จำนวน 144 ยูนิต และมีการขยายกำลังการผลิตเพื่อสนับสนุนนโยบายเศรษฐกิจไฮโดรเจนของรัฐบาลเกาหลีใต้ ปัจจุบัน Doosan มีกำลังการผลิตสะสมรวมกันกว่า 800 เมกะวัตต์ และมีการส่งออกไปยังต่างประเทศด้วย

สำหรับตลาดที่ใหญ่ที่สุดของ Doosan คือ เกาหลีใต้ โดยมีออเดอร์เฉลี่ยต่อปีประมาณ 100 - 120 เมกะวัตต์ ส่วนตลาดที่ใหญ่เป็นอันดับสองคือ สหรัฐอเมริกา  การขยายตลาดไปยังต่างประเทศอื่น ๆ นั้นเพิ่งเริ่มต้นเมื่อไม่กี่ปีที่ผ่านมา เช่น การเริ่มขายในสิงคโปร์และบางส่วนในเอเชีย และกำลังอยู่ในระหว่างการศึกษาตลาดในประเทศไทย

บทบาทสำคัญในเศรษฐกิจไฮโดรเจนเกาหลีใต้

โรงงานอิกซานมีบทบาทสำคัญในการจัดหาเซลล์เชื้อเพลิงสำหรับการใช้งานขนาดใหญ่ อาทิ Daesan Green Energy Fuel Cell Power Plant ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าเซลล์เชื้อเพลิงไฮโดรเจนขนาด 50 เมกะวัตต์ ที่ใช้ไฮโดรเจนที่เป็นผลพลอยได้ (by-product hydrogen) และเคยเป็นโครงการโรงไฟฟ้าเซลล์เชื้อเพลิงไฮโดรเจนที่ใหญ่ที่สุดในโลกในขณะนั้น

นอกจากนี้ การเป็นฐานการผลิตในประเทศยังช่วยให้ Doosan บรรลุเป้าหมายในการเพิ่มสัดส่วนชิ้นส่วนในประเทศ (Localization) ให้เกือบ 100%

ในด้านขนาดและรูปแบบของผลิตภัณฑ์ เซลล์เชื้อเพลิงมีหลายขนาด โดยหน่วยที่เล็กที่สุดคือชนิด SFC (Solid Oxide Fuel Cell) ขนาด 60 กิโลวัตต์ ซึ่งรวมเป็นโมดูลขนาด 300 กิโลวัตต์ สำหรับ PAFC หากใช้ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas model) จะมีขนาด 440 กิโลวัตต์ และหากใช้ไฮโดรเจนบริสุทธิ์ (Hydrogen model) จะมีขนาด 550 กิโลวัตต์

นายวฤต กล่าวว่า เทคโนโลยี Fuel Cell มีความยืดหยุ่นสูงในการติดตั้ง โดยสามารถติดตั้งได้ในเมือง ตาม Data Center อาคาร หรือหมู่บ้าน เนื่องจากมีขนาดเล็กกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ประมาณ 10% และสามารถทำเป็นยูนิตเล็กๆ หรือรวมเป็นระบบขนาดใหญ่ได้ ซึ่งแตกต่างจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่ต้องสร้างห่างจากเมืองและติดทะเล
เมื่อเปรียบเทียบด้านการปล่อยคาร์บอน หากใช้เซลล์เชื้อเพลิง PAFC ที่ใช้ Natural Gas หรือ LPG โดยมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้ารวมความร้อนสูงถึง 90% จะมีการปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์ประมาณ 200 ต้นๆ กิโลกรัมคาร์บอนต่อชั่วโมง แม้จะมีการปล่อยคาร์บอนเนื่องจากกระบวนการแยกไฮโดรเจนจากก๊าซธรรมชาติ แต่การปล่อยคาร์บอนจากเซลล์เชื้อเพลิงนี้จะน้อยกว่ามากเมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแบบดั้งเดิม (Conventional Power Plant) ที่ใช้การเผาไหม้โดยตรง ซึ่งจะปล่อยคาร์บอนออกมามากกว่าและมีการปล่อยมลพิษอื่น ๆ ที่ไม่ดีต่อสุขภาพด้วย
ความท้าทายด้านโลจิสติกส์และกลยุทธ์ไทย

นายวฤต ชี้ให้เห็นว่า จุดที่ท้าทายที่สุดของอุตสาหกรรมไฮโดรเจนคือ การขนส่งและการกักเก็บ เนื่องจากไฮโดรเจนเป็นก๊าซเบา ซึ่งส่งผลให้การส่งผ่านท่อในปริมาณที่เท่ากันจะน้อยกว่าก๊าซธรรมชาติมาก และต้องใช้เงินลงทุนปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเดิมพอสมควร หลายประเทศจึงพิจารณาแปลงไฮโดรเจนเป็น "แอมโมเนีย" ผสมกับไนโตรเจนในอากาศ เพื่อให้ง่ายต่อการขนส่งและกักเก็บ
สำหรับประเทศไทย แผนการใช้ไฮโดรเจนยังไม่ได้มีการตัดสินใจลงรายละเอียดที่ชัดเจนว่าจะเลือกใช้วิธีใด แนวคิดเดิมที่บรรจุในร่างแผนคือการลดสัดส่วนคาร์บอนโดยการผสมไฮโดรเจนในท่อก๊าซ ซึ่งทำได้ในระดับหนึ่ง แต่หากผสมมากเกินไปจะทำให้ต้องปรับปรุงโครงข่ายท่อก๊าซและโรงไฟฟ้า ซึ่งใช้เงินลงทุนมหาศาล
ในทางกลับกัน การใช้ Fuel Cell ตามรูปแบบที่เห็นในเกาหลีใต้ อาจเป็นประโยชน์สำหรับการใช้ในเมืองหรือนิคมอุตสาหกรรม แม้ว่าระบบ Fuel Cell ที่ผลิตที่นี่จะสามารถใช้ก๊าซธรรมชาติมาแยกเป็นไฮโดรเจนได้ แทนที่จะต้องใช้ไฮโดรเจนบริสุทธิ์ แต่หากต้องการให้เป็นพลังงานสีเขียว (Blue Hydrogen) จำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีการดักจับคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) ที่เกิดขึ้นจากกระบวนการแยกนี้ด้วย

โดยปัจจุบัน กฟผ. มองว่าในเชิงพาณิชย์และต้นทุนนั้น เทคโนโลยี SMR (Small Modular Reactor) อาจมีความเป็นไปได้มากกว่าในขณะนี้ เมื่อเทียบกับไฮโดรเจนที่มีการดักจับคาร์บอน

นายวฤต กล่าวสรุปข้อคิดที่ได้จากเกาหลีใต้ โดยเน้นว่าไม่ว่าจะเป็นเทคโนโลยี SMR หรือไฮโดรเจน เกาหลีใต้ไม่ได้เป็นเพียงผู้ใช้ แต่เป็นผู้ผลิตและผู้มีส่วนร่วมตลอดห่วงโซ่อุปทาน (Value Chain) ดังนั้น เมื่อประเทศไทยจะเปลี่ยนผ่านอุตสาหกรรมพลังงาน ก็ควรต้องพิจารณาว่าจุดใดใน Value Chain ที่ไทยควรเข้าไปมีส่วนร่วมเพื่อสร้างความยั่งยืนในระยะยาว เช่นเดียวกับการพัฒนาระบบ Fuel Cell ให้เป็นแบบโมดูลที่สามารถขยายได้ง่ายตามความต้องการและพื้นที่การใช้งานในเมือง