“ไฟฟ้า” เป็นระบบสาธารณูปโภคพื้นฐานที่สำคัญต่อการดำรงชีวิตของมนุษย์ และจำเป็นอย่างยิ่งต่อขับเคลื่อนการเติบโตทางเศรษฐกิจ แต่เนื่องด้วยไฟฟ้าเป็นสิ่งที่ไม่สามารถกักเก็บได้ ขณะเดียวกันความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาก็ไม่เท่ากัน และเพื่อให้ประชากรไทยทั้งประเทศ 66.56 ล้านคน (ปี 2562) มีไฟฟ้าใช้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าตลอดเวลา
ภาครัฐจึงต้องมีการศึกษา และวิเคราะห์การใช้ไฟฟ้า เพื่อนำไปพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะปานกลาง และระยะยาว เพื่อให้รู้ข้อมูลว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นปริมาณเท่าใด พื้นที่ส่วนไหน และจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มใด
ดังนั้นการจัดทำพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า หรือ Load Forecast จึงเป็นจุดเริ่มต้นที่สำคัญในการจัดทำแผนจัดหาไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ หรือ ที่รู้จักกันว่า แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (Power Development Plan: PDP) ซึ่งเป็นเครื่องมือวางแผนกำลังผลิตไฟฟ้าในระยะยาว 20 ปีของประเทศให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้า
ทั้งนี้เพื่อให้ทั้ง 3 การไฟฟ้า คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค(กฟภ.) และ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) นำไปใช้เป็นข้อมูลสำหรับวางแผนลงทุนขยายการผลิตไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบสายจำหน่ายให้เหมาะสม ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต
การจัดทำพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า ยิ่งแม่นยำเท่าไหร่ ก็จะเป็นผลดีต่อการจัดทำแผน PDP ที่แม่นยำไปด้วย อีกทั้งการจัดทำแผนจัดการไฟฟ้า ยังได้ใช้เกณฑ์สำคัญในการจัดทำแผน PDP คือ กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) หรือ กำลังผลิตไฟฟ้าที่มีเกินความต้องการไฟฟ้าในระดับหนึ่ง เพื่อเป็นกำลังผลิตไฟฟ้า ที่จะมารองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในกรณีเกิดเหตุสุดวิสัยต่าง ๆ เช่น โรงไฟฟ้าหลักที่เดินเครื่องอยู่ เกิดอุบัติเหตุไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ การหยุดซ่อมบำรุง หรือ มีข้อจำกัดอื่น ๆ ในการผลิตหรือส่งไฟฟ้า หรือความไม่แน่นอนในกำลังผลิต ของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ซึ่งจะผลิตไฟฟ้าได้มากน้อยเพียงใดนั้น ขึ้นอยู่กับปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ เป็นต้น
การจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ได้จัดทำ ประมาณการแนวโน้มการขยายตัวทางเศรษฐกิจระยะยาว (GDP) พ.ศ. 2560–2580 มีค่าเฉลี่ย 3.8% ต่อปี ใช้อัตราการเพิ่มของประชากรเฉลี่ยติดลบ 0.02% ต่อปี
ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในการปรับปรุงแผน PDP 2018 Revision 1 ยังคงใช้ค่า พยากรณ์ชุดเดียวกันกับ PDP 2018 โดยในช่วง พ.ศ. 2561–2580 ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมสุทธิ (Energy) ของระบบ 3 การไฟฟ้า และพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) ในปี 2580 มีค่าประมาณ 367,458 ล้านหน่วย และ 53,997 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Revision 1) จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า ในปลายปี 2580 รวมสุทธิ 77,211 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยกำลังผลิตไฟฟ้า ณ สิ้นปี 2560 เท่ากับ 46,090 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่ รวม 56,431 เมกะวัตต์ และมีการปลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วง พ.ศ. 2561-2580 จำนวน 25,310 เมกะวัตต์
หลักการคำนวณ กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง
เพื่อให้ระบบไฟฟ้าสามารถตอบสนองความต้องการใช้ได้ตลอดเวลา รวมทั้งในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ให้นิยามของ กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง โดยจะคิดจากส่วนที่เกินความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ไม่ใช่คิดจากความต้องการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยของปี
สัดส่วนกำลังผลิตสำรอง = (กำลังผลิตพึ่งได้ – ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด)/ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด
กำลังผลิตพึ่งได้ = กำลังผลิตตามสัญญา – กำลังผลิตที่ลดลง (โรงไฟฟ้าทั่วไป+โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน)
สำหรับโรงไฟฟ้าทั่วไป: กำลังผลิตโรงไฟฟ้าที่ลดลงเนื่องจากขีดจำกัดความสามารถในการผลิต โดยมีสาเหตุจากอุปกรณ์โรงไฟฟ้า อุปกรณ์ที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน อุณหภูมิที่ร้อนจัดทำให้ไม่สามารถผลิตได้เต็มประสิทธิภาพ
สำหรับพลังงานหมุนเวียน: กำลังผลิตโรงไฟฟ้าที่ลดลงเนื่องจากพลังงานหมุนเวียนมีความผันผวนขึ้นอยู่กับสภาพแวดล้อม อุณหภูมิ ฤดูกาล เช่น ระดับความสูงน้ำสุทธิต่ำในฤดูแล้ง ทำให้โรงไฟฟ้าพลังน้ำผลิตไฟฟ้าได้ต่ำกว่ามาตรฐาน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ไม่สามารถผลิตได้ในตอนกลางคืน พลังงานลมที่ผลิตไฟฟ้าได้ดีในบางช่วงเวลา การผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพ ที่ขึ้นอยู่กับฤดูกาลเก็บเกี่ยวผลิตผลทางการเกษตร
กำลังผลิตพึ่งได้ คือ กำลังผลิตสูงสุดซึ่งระบบสามารถผลิตไฟฟ้าได้ ในช่วงระยะเวลาหนึ่งภายใต้สภาวะแวดล้อมที่จำกัด จะคิดจากกำลังผลิตที่สามารถผลิตได้จริง ของโรงไฟฟ้าแต่ละโรง เช่น กำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ จะคิดจากความสามารถในการผลิต เมื่อพิจารณาปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ โดยคำนึงถึงข้อมูลของปริมาณน้ำในอดีตด้วย
ขณะที่กำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน เป็นความสามารถในการผลิต เมื่อพิจารณาถึงสภาวะแวดล้อมหลาย ๆ สภาวะ (ข้อจำกัดของสภาวะแวดล้อม) ที่ทำให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อน ไม่สามารถผลิตได้เต็มกำลัง ซึ่งในปัจจุบันกำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้า จะใช้ค่าสัญญาซื้อขายไฟ (Contracted Capacity) เป็นค่ากำลังผลิตที่โรงไฟฟ้าทำสัญญาไว้กับ กฟผ.
ดังนั้นกำลังผลิตสำรองที่เหมาะสมจะเป็นเท่าใด จะขึ้นอยู่กับสภาพของโรงไฟฟ้า และข้อจำกัดของโรงไฟฟ้าด้วย นอกจากนี้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ จะรวมโรงไฟฟ้าที่กำลังซ่อมบำรุงรักษาด้วย เนื่องจากหลังการซ่อมบำรุงแล้วจะสามารถนำกลับมาใช้งานได้อีก
กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve) ตามมาตรฐานสากล ยังแบ่งได้เป็น 2 ประเภทหลัก ดังนี้
1. กำลังผลิตสำรองของระบบผลิตไฟฟ้า (Standby Reserve) เป็นโรงไฟฟ้าสำรองตามแผนการผลิตไฟฟ้า โดยมาตรฐานสากลจะกำหนดไว้ราว 15% ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากในการวางแผนการผลิตไฟฟ้า จะต้องคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ อย่างรอบคอบอาทิ ความต้องการไฟฟ้าที่อาจเพิ่มสูงกว่าการพยากรณ์ การหยุดซ่อมโรงไฟฟ้า การเสื่อมสภาพของโรงไฟฟ้า ความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิง ข้อจำกัดของระบบส่งในแต่ละพื้นที่ และลักษณะทางเทคนิคของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท
2. กำลังผลิตสำรองพร้อมจ่าย (Spinning Reserve) เป็นกำลังผลิตสำรองจากโรงไฟฟ้าที่เดินเครื่องอยู่ หรือสามารถสั่งเพิ่มการจ่ายไฟฟ้าได้ทันที ที่ระบบมีความต้องการ ซึ่งตามมาตรฐานจะต้องมีจำนวน 800–1,600 เมกะวัตต์ หรืออย่างน้อยมากกว่ากำลังผลิตของโรงไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุด เพื่อรองรับหากเกิดเหตุการณ์ขัดข้อง ที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาดใหญ่ เช่น กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ ก็สามารถสั่งจ่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นทันที ป้องกันปัญหาไฟตกหรือดับ ซึ่งอาจลุกลามจนเกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง (Blackout) ได้
แนวทางบริหารกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ
เมื่อเกิด ภาวะสำรองไฟฟ้าต่ำ ภาครัฐได้กำหนดแนวทางบริหารจัดการ ดังนี้
1. เลื่อนแผนหยุดซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้า ซึ่งต้องยอมให้โรงไฟฟ้าเสื่อมสภาพมากกว่าปกติ และมีค่าใช้จ่ายในการซ่อมบำรุงสูงขึ้น
2. รณรงค์ให้ประชาชนช่วยประหยัดไฟฟ้าในช่วงความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak)
3. เจรจากับภาคเอกชนที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรอง ผลิตไฟฟ้าใช้เอง และในช่วงที่มีกำลังผลิตเหลือ ให้ช่วยผลิตเพิ่มขึ้นให้เต็มกำลังผลิต (Capacity)
4. เดินเครื่องเกินกว่ากำลังผลิตปกติ (Overload) ให้มากที่สุด เป็นการชั่วคราว
แต่การแก้ไขภาวะสำรองไฟฟ้าต่ำโดยเลื่อนการหยุดซ่อมตามแผน ที่ผ่านมาภาครัฐมักจะเลือกใช้แนวทางนี้กับ กฟผ. เท่านั้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าของภาคเอกชนไม่สามารถดำเนินการได้ เพราะต้องยึดตามสัญญา ขณะเดียวกันยามที่เศรษฐกิจตกต่ำ ไฟฟ้าสำรองจะสูง ก็สามารถชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าได้เฉพาะของ กฟผ. เท่านั้น ไม่สามารถเลื่อนโรงไฟฟ้าของเอกชนได้
แต่เมื่อเกิด ภาวะสำรองไฟฟ้าสูงเกินไป ซึ่งจะกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ภาครัฐมีแนวทางบริการ คือ
1. แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า คือ การเพิ่มอุปสงค์ (Demand) ได้แก่ การกระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) และ การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ
2. แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า คือ ลดอุปทาน (Supply) ได้แก่ การเจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (Commercial Operation Date: COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว และการเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (Buy out)
ดังนั้นการมีกำลังผลิตสำรองตามมาตรฐาน และมีโรงไฟฟ้าประเภทต่าง ๆ อย่างสมดุลจะช่วยให้สามารถบริหารจัดการได้อย่างมีประสิทธิภาพ และรักษาระดับค่าไฟฟ้าที่เหมาะสม ที่ผ่านมากระทรวงพลังงาน จึงมีการปรับปรุงแผน PDP อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) อยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน เพราะหากสูงเกินไปก็จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า
แต่หากต่ำเกินไปก็จะกระทบต่อประสิทธิภาพของไฟฟ้า หรือเกิดปัญหาไฟฟ้าตกหรือดับ ซึ่งจะก่อให้เกิดความเสียหายต่อภาคการผลิตและภาคอุตสาหกรรม ที่เป็นหัวใจสำคัญต่อการสร้างขีดความสามารถการแข่งขันของประเทศด้วย
กระทรวงพลังงานยังอยู่ระหว่างทบทวนหลักเกณฑ์กำลังผลิตสำรอง เพื่อแก้ไขปัญหาสำรองล้นระบบ ไม่ให้เป็นภาระต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าในอนาคต
อ่านข่าวเพิ่มเติม:
- รู้จักเงิน ‘Claw Back’ เครื่องมือบริหารจัดการค่าไฟฟ้า
- สร้างความเข้าใจ ‘การคำนวณค่าไฟฟ้า’ ใช้มากจ่ายมาก ใช้น้อยจ่ายน้อย
- กำเนิด ‘ค่า Ft’ กลไกสะท้อนต้นทุนค่าไฟฟ้า
