ทำไมต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง

                  

หัวข้อคำถาม "ทำไมต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง" [คลิกที่หัวข้อคำถามเพื่อไปสู่คำตอบ]

    1. ทำไมต้องมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand) ?

    2. ควรมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้ามากน้อยเท่าไหร่ ?

    3. นำพลังงานทดแทนมาแทนพลังงานหลักได้หรือไม่ ?

    4. กำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่มากเกินไปมีผลกระทบทำให้ค่าไฟแพงหรือไม่ ?

    5. ประเทศไทยมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศไทยเทียบกับกลุ่มประเทศ OECD เป็นอย่างไร ?

    6. ภาวะเศรษฐกิจที่ผันผวนกระทบกับการบริหารจัดการไฟฟ้าอย่างไร ?

    7. ประเทศไทยมีกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าถ่านหินเป็นอย่างไรเมื่อเทียบกับประเทศต่างๆทั่วโลก ?

    8. ภาคใต้ทำไมต้องมีโรงไฟฟ้ากระบี่และโรงไฟฟ้าเทพา ?

    9. นอกจากเหตุผลด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีเหตุผลอื่นหรือไม่ที่ทำให้ต้องมีโรงไฟฟ้ากระบี่และโรงไฟฟ้าเทพา ?


                  

1. ทำไมต้องมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand)

    ขอยกตัวอย่างเพื่อให้เข้าใจได้ง่ายขึ้น

    ในกรณีของเกาะแห่งหนึ่ง ที่ไม่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าอื่นๆ มีโรงไฟฟ้าที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตลอดเวลา 2 โรง แต่ละโรงมีกำลังผลิต 50 เมกะวัตต์ และมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด 100 เมกะวัตต์

    1) ในกรณีที่โรงไฟฟ้ามีการต้องหยุดซ่อม 1 โรงตามแผน กำลังผลิตไฟฟ้าจะหายไป 50 เมกะวัตต์ ซึ่งไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้า ดังนั้นจึงจำเป็นต้องมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการเผื่อไว้ 50 เมกะวัตต์เท่ากันจึงจะไม่ทำให้ไฟดับ

    2) ในกรณีที่อุปกรณ์ในโรงไฟฟ้าเกิดเหตุเสียฉุกเฉินในโรงไฟฟ้า 1 โรง ทำให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ เหลือกำลังผลิตที่จ่ายไฟฟ้าได้เพียง 50 เมกะวัตต์ ซึ่งก็ไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้า ดังนั้นจึงจำเป็นต้องมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการเผื่อไว้ 50 เมกะวัตต์เท่ากันจึงจะไม่ทำให้ไฟดับ

    3) ในกรณีที่เกาะแห่งนี้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในอัตรา 20 เมกะวัตต์ต่อปี ณ วันนี้ชาวบ้านในเกาะนี้ต้องการใช้ไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ ปีหน้าชาวบ้านจะต้องใช้ไฟฟ้า 120 เมกะวัตต์ ไฟฟ้าเริ่มไม่พอใช้ ถ้าท่านไม่มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการเผื่อไว้

    4) ในกรณีที่ 1) ที่มีการเผื่อสำหรับการหยุดซ่อมตามแผนไว้แล้ว 1 โรง คือ 50 เมกะวัตต์ แต่ในขณะที่หยุดซ่อม มีอีก 1 โรงที่กำลังผลิตไฟฟ้าอยู่เกิดปัญหาต้องหยุดซ่อมฉุกเฉิน กำลังผลิตไฟฟ้าจะหายไปเพิ่มอีก 50 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ทำให้เกิดไฟดับ จำป็นต้องมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการเผื่อไว้เพิ่มอีก 50 เมกะวัตต์ รวมเป็นกำลังผลิตที่เผื่อไว้ 100 เมกะวัตต์

    อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้าที่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตลอดเวลานั้น ใช้เวลาในการก่อสร้างประมาณ 5 ปี ท่านลองคิดดูว่า ถ้าท่านสร้างโรงไฟฟ้าวันนี้ อีก 5 ปีจึงจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ และในอีก 5 ปีข้างหน้า ประชาชนในเกาะแห่งนี้จะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าถึง 200 เมกะวัตต์ ดังนั้น เพื่อให้ชาวบ้านสามารถใช้ไฟฟ้าได้ตลอดจนถึง 5 ปีข้างหน้าโดยไม่มีไฟดับ ท่านต้องมีกำลังผลิตเผื่อไว้ในปัจจุบันอีก 100 เมกะวัตต์ ใช่ไหม

กลับสู่ด้านบน

                  

2. ควรมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้ามากน้อยเท่าไหร่

    โดยทั่วไปในระบบไฟฟ้าขนาดเล็ก จะใช้วิธี N-1 แล้ว N-1 คืออะไรล่ะ

    N-1 เป็นวิธีคิดแบบบริหารความเสียงโดยคิดว่าโรงไฟฟ้าที่มีอยู่โรงใหญ่ที่สุด 1 เครื่องที่กำลังเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าอยู่ในขณะนั้น เกิดขัดข้องต้องหยุดผลิตกระแสไฟฟ้าไม่ว่าด้วยสาเหตุใดก็ตาม ไฟฟ้าต้องไม่ดับ นั่นหมายถึงต้องมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดเผื่อไว้เท่ากับกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุดที่หยุดเดินเครื่องไป

    ยกตัวอย่างกรณีของภาคใต้ในปัจจุบันมีกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,089.5 เมกะวัตต์ ซึ่งไม่รวม

    • โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ที่มีกำลังผลิต 234 เมกะวัตต์ เนื่องจากถูกปลดออกจากระบบไปตั้งแต่ปี 2552 แต่เนื่องจากกำลังผลิตภาคใต้ไม่เพียงพอโดยเฉพาะในกรณีที่ท่อก๊าซจากแหล่ง JDA หยุดซ่อม จึงจำเป็นต้องเก็บไว้ใช้ในกรณีฉุกเฉินดังกล่าวเท่านั้น

    • กำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าในภาคกลางที่คอยช่วยให้ภาคใต้ยังคงมีความมั่นคง ไฟไม่ดับอยู่ในปัจจุบัน ผ่านมาทางสายส่งที่ยาวประมาณ 600 กว่า กิโลเมตร ประมาณ 500-650 เมกะวัตต์

    • ไม่รวมไฟฟ้าที่ซื้อจากมาเลเซีย 300 เมกะวัตต์ เนื่องจากในสัญญาช่วงที่สามาถใช้งานได้เต็ม 300 เมกะวัตต์ สามารถใช้งานได้ในกรณีฉุกเฉินประมาณครึ่งชั่วโมง ซึ่งเผื่อไว้ช่วยให้มีเวลาปรับแก้ปัญหาระบบขัดข้องในช่วงเวลาดังกล่าว แต่ต้องจ่ายค่าไฟฟ้าในราคาแพงมาก

    ดังนั้น ถ้าคิดบนเงื่อนไขของภาคใต้ซึ่งปัจจุบันมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด 2,713 เมกะวัตต์

    1. กรณีที่ 1 โรงไฟฟ้าขนอมกำลังหยุดซ่อมตามแผน 1 โรง กำลังผลิต 465 เมกะวัตต์ (แม้ว่าโรงไฟฟ้าขนอมมีกำลังผลิต 930 เมกะวัตต์ แต่ออกแบบให้สามารถหยุดซ่อมได้ทีละครึ่ง) ดังนั้น เพื่อให้ไฟฟ้าในภาคใต้ไม่ดับ จะต้องมีกำลังผลิตเผื่อไว้ทั้งหมด 2,713+465 = 3,178 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 17

    2. กรณีที่ 2 ไม่มีโรงฟ้าหยุดซ่อมเลย แต่เกิดเหตุขัดข้องที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะชุดที่ 1 กำลังผลิต 710 เมกะวัตต์ เพื่อให้ไฟฟ้าในภาคใต้ไม่ดับ จะต้องมีกำลังผลิตเผื่อไว้ทั้งหมด 2,713+710 = 3,423 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 26

    3. กรณีที่ 3 โรงไฟฟ้าขนอมกำลังหยุดซ่อม 1 โรง และเกิดเหตุขัดข้องที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะชุดที่ 1 กำลังผลิต 710 เมกะวัตต์ ทำให้กำลังผลิตหายไป และเพื่อให้ไม่เกิดไฟฟ้าดับในภาคใต้ จะต้องมีกำลังผลิตเผื่อเพิ่มไว้ทั้งหมด 2,713+465+710 = 3,888 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 43

    4. กรณีที่ 4 ภาคใต้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในอัตราร้อยละ 5 ต่อปี หรือต้องมีไฟฟ้าใช้เพิ่มขึ้นอีก 150 เมกะวัตต์ในปีหน้า แต่โดยทั่วไปโรงไฟฟ้าถ่านหินจะใช้เวลาก่อสร้างนาน 5-8 ปีกว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ ดังนั้นเพื่อให้ชาวบ้านในภาคใต้สามารถมีไฟฟ้าใช้ในอีก 5-8 ปีข้างหน้าโดยไม่มีไฟฟ้าดับ

    1) ถ้าสร้างโรงไฟฟ้าใช้เวลา 5 ปี จะต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าเผื่อไว้ 5 x 150 = 750 เมกะวัตต์ รวมเป็น 2,713 + 750 = 3,463 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 28

    2) ถ้าสร้างโรงไฟฟ้าใช้เวลา 8 ปี ภาคใต้จะต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าเผื่อไว้ 8 x 150 = 1,200 เมกะวัตต์ รวมเป็น 2,713 + 1,200 = 3,913 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 44

    5. กรณีที่ 5 เกิดเหตุขัดข้องที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะชุดที่ 1 กำลังผลิต 710 เมกะวัตต์ และภาคใต้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในอัตราร้อยละ 5 ต่อปี หรือต้องมีไฟฟ้าใช้เพิ่มขึ้นอีก 150 เมกะวัตต์ในปีหน้า แต่โดยทั่วไปโรงไฟฟ้าถ่านหินจะใช้เวลาก่อสร้างนาน 5-8 ปีกว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ ดังนั้นเพื่อให้ชาวบ้านในภาคใต้สามารถมีไฟฟ้าใช้ในอีก 5-8 ปีข้างหน้าโดยไม่มีไฟฟ้าดับ

    1) ถ้าสร้างโรงไฟฟ้าใช้เวลา 5 ปี จะต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าเผื่อไว้ 5 x 150 = 750 เมกะวัตต์ รวมเป็น 2,713 + 710 + 750 = 4,173 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 54

    2) ถ้าสร้างโรงไฟฟ้าใช้เวลา 8 ปี ภาคใต้จะต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าเผื่อไว้ 8 x 150 = 1,200 เมกะวัตต์ รวมเป็น 2,713 + 710 + 1,200 = 4,623 เมกะวัตต์หรือคิดเป็นร้อยละ 70

article 20161203 01

รูปที่ 1 กรณีศึกษาภาคใต้

ข้อสังเกต กำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้ มีโรงไฟฟ้าที่เป็นแบบ “Non-Firm” รวม 342.5 เมกะวัตต์ได้แก่

         โรงไฟฟ้าพลังน้ำเขือนรัชชประภา 240 เมกะวัตต์

         โรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนบางลาง 72 เมกะวัตต์

         โรงไฟฟ้าชีวมวล 29 เมกะวัตต์

         โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนอื่นๆ 1.5 เมกะวัตต์

    กำลังผลิต “Non-Firm” ดังกล่าวข้างต้นอาจพึ่งพาไม่ได้ในช่วงเวลาที่ระบบมีปัญหาเรื่องความมั่นคงเนื่องจากมีความไม่แน่นอนในความสามารถในการผลิตในเวลาที่ต้องการ จนส่งผลให้เกิดไฟฟ้าดับได้

    วิธีคิดแบบ N -1 ข้างต้นใช้สำหรับระบบไฟฟ้าขนาดเล็ก เช่นระบบในภาคใต้ปัจจุบัน แต่สำหรับระบบขนาดใหญ่ การที่โรงไฟฟ้าโรงใหญ่ 1 โรงหยุดไป คิดเป็นสัดส่วนที่น้อยมากเมื่อเทียบกับกำลังผลิตรวมของระบบที่มีขนาดใหญ่มาก ดังนั้นระบบใหญ่จึงไม่ใช้วิธีคิดแบบ N -1 แต่จะใช้ค่าวางแผนกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการสูงสุดไม่น้อยกว่าร้อยละ 15

    วิธีการคิดทั้งสองวิธีดังกล่าวข้างต้น จะใช้กับกำลังผลิตแบบ “Firm” คือโรงฟ้าที่สามารถจ่ายกระแสไฟฟ้าได้ตลอด 24 ชั่วโมงในทุกฤดูกาลตามที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟ

    สำหรับโรงไฟฟ้าที่เป็นแบบ “Non-Firm” เราไม่สามารถคาดการณ์ได้ว่าจะมีการผลิตได้หรือหยุดผลิตเมื่อไหร่อย่างชัดเจน เช่นในกรณีของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ในช่วงเวลากลางคืน นอกจากนั้นในเวลากลางวันช่วงเวลาที่มีฝนตกหรือแสงแดดไม่พอก็ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ทำให้กระทบต่อความมั่นคงของระบบ มีความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นครั้งคราว ดังเช่นในกรณีของรัฐ South Australia ออสเตรเลีย

    ในการวางแผนจะยึดถือเรื่องความมั่นคงในการผลิตไฟฟ้าเป็นสำคัญ จึงต้องมีโรงไฟฟ้าแบบ “Firm” ให้เพียงพอตามวิธีคิดดังกล่าวข้างต้น (N-1สำหรับระบบขนาดเล็กหรือไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 ในระบบขนาดใหญ่) หลังจากนั้นจึงนำกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าแบบ “Non-Firm” เช่นพลังงานทดแทน เข้ามาเสริมในระบบซึ่งเป็นไปตามแต่ละวัตถุประสงค์ของการนำเข้ามาเสริมในระบบ เช่น เพื่อให้โรงไฟฟ้านั้นๆจ่ายไฟฟ้าได้เต็มกำลังหรือเพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานฟอสซิล ทั้งนี้จะนำมาเสริมในสัดส่วนเท่าใดขึ้นกับฐานะทางเศรษฐกิจของประเทศนั้นๆ ตามรูปที่ 2 และ 3 เช่น

    ประเทศเยอรมนี มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 13 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบอีกร้อยละ 98 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 111 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 12.77 บาทต่อหน่วย

    ประเทศออสเตรเลีย มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 44 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 21 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 65

    ประเทศเดนมาร์ค มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 32 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 98 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 130

    ประเทศอิตาลี มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 81 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 55 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 136

    ประเทศเนเธอร์แลนด์ มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 65 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 28 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 93

    ประเทศโปรตุเกส มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 65 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 65 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 130

    ประเทศสเปน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 100 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 80 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 180

    ประเทศสวิสเซอร์แลนด์ มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 81 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 11 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 92

    ประเทศสวีเดน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 36 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 21 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 57

    ประเทศมาเลเซีย มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 47 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 4 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 51

    ประเทศจีน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 68 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 23 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ91

    ประเทศไทย มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (Firm) ร้อยละ 22 เทียบกับค่าวางแผนที่ร้อยละ 15 และมีพลังงานทดแทนเสริมเข้ามาในระบบ ร้อยละ 17 ทำให้โดยรวมมีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 39

กลับสู่ด้านบน

                  

3. นำพลังงานทดแทนมาแทนพลังงานหลักได้หรือไม่

    การที่จะนำพลังงานทดแทนมาเสริมในระบบนั้น เราไม่สามารถที่จะพิจารณาเฉพาะตัวเลขกำลังผลิตติดตั้งรวมเพียงอย่างเดียว เนื่องจากในความเป็นจริงของเทคโนโลยีในปัจจุบันพลังงานทดแทนในรูปแบบต่างๆยังมีความไม่แน่นอน ในช่วงเวลาที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้า อาจเป็นช่วงเวลาเดียวกันกับที่โรงไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้เช่น มีความต้องการใช้ไฟฟ้าในช่วงหัวค่ำ แต่ไม่มีแสงแดดซึ่งโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ หากในช่วงเวลาดังกล่าวไม่มีโรงไฟฟ้าแบบ “Firm” ที่มีกำลังผลิตที่เพียงพอก็มีโอกาสที่จะเกิดไฟฟ้าดับได้ หรือในช่วงเวลากลางวันที่ผลิตไฟฟ้าอยู่ เกิดมีเมฆบดบังทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ อาจทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เหลือไม่พอ และเกิดไฟฟ้าดับได้

    พลังงานทดแทนหรือโรงไฟฟ้าประเภท “Non-Firm” สามารถนำมาใช้เสริมกับระบบไฟฟ้าที่มีความมั่นคงแล้วแต่วัตถุประสงค์ที่นำมาใช้ เช่นการใช้พลังงานทดแทนจะลดการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล หรือในกรณีของ SPP แบบ “Non-Firm” จะทำให้สามารถใช้กำลังผลิตที่มีอยู่อย่างเต็มที่ได้

    ทั้งนี้ พลังงานทดแทนสามารถนำเข้ามาใช้ได้มากน้อยเพียงใดขึ้นอยู่กับความสามารถทางเศรษฐกิจของประเทศนั้นๆเป็นสำคัญ เนื่องจากต้นทุนของพลังงานทดแทนในปัจจุบันยังสูงอยู่มาก เช่นกรณีของเยอรมนี ซึ่งเป็นประเทศที่มีฐานะทางเศรษฐกิจดีได้นำพลังงานทดแทนมาเสริมในระบบที่มั่นคงแล้วทำให้มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการเมื่อรวมพลังงานทดแทนแล้วอยู่ที่ร้อยละ 111 เป็นผลทำให้ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนสูงถึง 12.77 บาทต่อหน่วย หรือในกรณีของเดนมาร์ค ซึ่งเป็นประเทศที่มีฐานะทางเศรษฐกิจดีอีกประเทศหนึ่ง นำพลังงานทดแทนมาเสริมในระบบที่มั่นคงแล้วทำให้มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการเมื่อรวมพลังงานทดแทนแล้วอยู่ที่ร้อยละ 130 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 13.29 บาท เป็นต้น

    อย่างไรก็ตาม มีข้อสังเกตว่า กำลังผลิตของพลังงานทดแทนอาจถือเป็นกำลังผลิตพึ่งได้ปริมาณหนึ่งที่สามารถทดแทนกำลังผลิตในส่วนที่ต้องรักษาความมั่นคง (Firm) โดยอาจจะพิจารณาสถิติของการผลิตไฟฟ้าที่ผ่านมาของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนนั้นๆ แต่อย่างไรก็ตาม ยังมีปัจจัยเสี่ยงอีกมากมายที่อาจจะกระทบต่อการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่อาจทำให้ไม่สามารถสามารถจ่ายไฟฟ้าได้จริงตามเวลาที่ต้องการ เช่นพลังงานแสงอาทิตย์ที่กำลังจ่ายไฟฟ้าในช่วงความต้องการสูงช่วงกลางวันแต่ถ้าเกิดกรณีที่แสงแดดอ่อนหรือเมฆบัง ก็อาจทำให้เกิดปัญหาได้ ส่วนในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าในเวลากลางคืนพลังงานแสงอาทิตย์ก็ไม่สามารถตอบสนองต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าได้

    ดังนั้น มีความเสี่ยงอยู่ในระดับหนึ่งที่ยังจำเป็นต้องศึกษาถึงความเสียหายที่อาจเกิดขึ้นอย่างรอบคอบก่อนที่จะนำพลังงานทดแทนมาเป็นกำลังผลิตที่ทดแทนกำลังผลิตของพลังงานหลัก (Firm)

    และจากการพิจารณาการบริหารกำลังผลิตของกลุ่มประเทศ OECD มีข้อสังเกตว่า ทุกประเทศจะเน้นการจัดให้มีกำลังผลิตหลัก (Firm) ที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในสัดส่วนประมาณร้อยละ 15 ขึ้นไปก่อน แล้วจึงจะจัดให้มีกำลังผลิตจากพลังงานทดแทนในรูปแบบต่างๆเสริมเข้ามา ตามรูปที่ 2 และ 3

    อย่างไรก็ตาม ในอนาคตเมื่อเทคโนโลยี Energy Storage ประสบความสำเร็จ สามารถนำมาใช้งานในเชิงพาณิชย์ มีราคาถูก ก็สามารถที่จะนำมาใช้ร่วมกับโรงไฟฟ้า Non-Firm เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ หรือพลังงานลม จึงจะสามารถนำมาใช้ทดแทนพลังงานฟอสซิลในส่วนที่เป็น Firm ได้

    แม้ว่าปัจจุบัน การพัฒนาด้านเทคโนโลยีจะทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนมีต้นทุนลดต่ำลงมากกว่าในอดีตที่ผ่านมา แต่ก็ยังคงสูงกว่าต้นทุนของโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิลและโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ดังนั้นการนำพลังงานทดแทนมาใช้ จึงยังจำเป็นต้องพิจารณาในเรื่องความสามารถในการแข่งขันของประเทศที่ลดลงและภาระต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องแบกรับเพิ่มขึ้น

    ประเทศไทยยังมีประชาชนที่ยากไร้จำนวนมากที่ยังจำเป็นต้องได้รับการเกื้อหนุนไฟฟ้าราคาถูกจากรัฐบาล

    ดังนั้นการพัฒนาระบบผลิตไฟฟ้าในปัจจุบันจึงยังมีความจำเป็นที่จะต้องพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนควบคู่ไปกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื่อเพลิงฟอสซิล

ข้อมูลเพิ่มเติม

    > วิกฤตไฟฟ้ารัฐออสเตรเลียใต้: โรงไฟฟ้าถ่านหิน Northern จะกลับมาเดินเครื่องอีกครั้ง ในปีหน้า

    > ออสเตรเลียใต้ไฟดับทั้งรัฐ เพราะพายุหรือพลังงานหมุนเวียน

    > เคราะห์ซ้ำกรรมซัด เกิดขึ้นอีกครั้งในรัฐออสเตรเลียใต้

    > นายกฯ ออสเตรเลียวิจารณ์นโยบายลดก๊าซเรือนกระจก “โลกสวย” เกินไปต้นเหตุรัฐออสเตรเลียใต้ไฟฟ้าดับ

    > ออสเตรเลียควรเรียนรู้จากชัยชนะของทรัมพ์ และฝันร้ายของยุโรป “ความมั่นคงทาง พลังงานต้องมาก่อน”

    > ผ่านบทเรียนราคาแพงจากการทุ่มสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนมาหลายสิบปี วันนี้ประเทศ ในสหภาพยุโรปเลิกมัวเมาหลงไปกับการอุดหนุนพลังงานลมและแสงแดด

    > ผู้ว่าการรัฐออนตาริโอยอมรับค่าไฟฟ้าพุ่ง 70% “เป็นความผิดของรัฐบาลและดิฉัน"

    > นโยบายพลังงานอเมริกายุคทรัมป์ ส่งสัญญาณสงบศึกฟอสซิล

    > ประชามติสวิตเซอร์แลนด์ 27 พ.ย. 59 โหวตไม่รับ “แผนเร่งปิดโรงไฟฟ้านิวเคลียร์”

    > เผยข้อมูล!! ลบความเชื่อเดิมๆ ว่าโรงไฟฟ้ากังหันลม ช่วยลดการปลดปล่อย คาร์บอนไดออกไซด์ได้!!

    > ผลการศึกษาของมหาวิทยาลัย Uppsala ระบุพลังงานลม และแสงแดด ใช่จะเป็นมิตรกับ สิ่งแวดล้อมดังที่ NGO อ้าง

กลับสู่ด้านบน

                  

4. กำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการที่มากเกินไปมีผลกระทบทำให้ค่าไฟแพงหรือไม่

    ตัวอย่างประเทศเยอรมนี มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 111 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 12.77 บาทต่อหน่วย

    ประเทศออสเตรเลีย มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 65 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 8.49 บาทต่อหน่วย

    ประเทศเดนมาร์ค มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 130 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 13.29 บาทต่อหน่วย

    ประเทศอิตาลี มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 136 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 10.11 บาทต่อหน่วย

    ประเทศเนเธอร์แลนด์ มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 93 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 8.32 บาทต่อหน่วย

    ประเทศโปรตุเกส มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 130 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 9.61 บาทต่อหน่วย

    ประเทศสเปน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 180 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 9.47 บาทต่อหน่วย

    ประเทศสวิสเซอร์แลนด์ มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 92 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 6.90 บาทต่อหน่วย

    ประเทศสวีเดน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการร้อยละ 57 ค่าไฟฟ้าภาคครัวเรือนประมาณ 7.07 บาทต่อหน่วย

    ไม่เพียงแต่กำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการจากโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน (Non-Firm) จะทำให้ราคาค่าไฟสูงเท่านั้น แต่พลังงานหลัก (Firm) เอง ถ้ามีกำลังผลิตสูงกว่าความต้องการมาก ก็จะมีผลกระทบต่อค่าไฟเช่นเดียวกัน ดังตัวอย่างข้างต้น

    อย่างไรก็ตาม แม้ว่ากำลังผลิตสูงกว่าความต้องการมาก แต่การนำโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีประสิทธิภาพที่สูงกว่าโรงไฟฟ้าที่มีอยู่เดิม หรือนำโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงต่างชนิดที่มีต้นทุนราคาต่ำกว่าเชื่อเพลิงเดิมเข้าไปทดแทน หรือสร้างเพิ่ม ก็อาจทำให้ต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าในภาพรวมถูกลง

กลับสู่ด้านบน

                  

5. กำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศไทยเทียบกับกลุ่มประเทศ OECD เป็นอย่างไร

    กรณีศึกษากำลังผลิตส่วนที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศไทยเมื่อเทียบกับกลุ่มประเทศ OECD ประเทศจีน และมาเลเซีย แบ่งได้เป็น 2 กรณี ดังนี้

    กรณีที่ 1 คิดจากกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด มีสมมติฐานดังนี้

    1. การคำนวณคิดจากกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมดซึ่งรวมถึงพลังงานหลัก (Firm) เช่น นิวเคลียร์ ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ พลังน้ำ และพลังงานทดแทน (Non-Firm) ประเภทต่างๆ เช่น พลังงานลม แสงอาทิตย์ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และ Geothermal เปรียบเทียบกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด ในปี 2014

    2. กรณีของไทย กำลังผลิตติดตั้งและความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดคิดจากกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมดซึ่งรวมถึงพลังงานหลัก (Firm) เช่น ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว และพลังงานอื่นที่เป็น Non-Firm เช่น โรงไฟฟ้าพลังน้ำของไทย พลังงานลม แสงอาทิตย์ ขยะ ก๊าซชีวภาพ และ Geothermal ในเดือนสิงหาคม 2016

กราฟเปรียบเทียบเป็นดังแสดงในรูปที่ 2

article 20161203 02

รูปที่ 2 สัดส่วนกำลังผลิตที่มากกว่าตวามต้องการใช้ไฟฟ้าเมื่อคิดจากกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด

    จะเห็นได้ว่า กำลังผลิตส่วนที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศไทยอยู่ที่ ร้อยละ 39 ยังต่ำกว่าหลายประเทศในกลุ่ม OCED เช่น ออสเตรีย (ร้อยละ 137) เดนมาร์ค (ร้อยละ 130) เยอรมนี (ร้อยละ 111) อิตาลี (ร้อยละ 136) โปรตุเกส (ร้อยละ 130) และสเปน (ร้อยละ 180) รวมทั้งยังต่ำกว่าประเทศจีน (ร้อยละ 91) และ มาเลเซีย (ร้อยละ 51)

    อย่างไรก็ตาม การพิจารณาตามลักษณะนี้ไม่สามารถนำไปเทียบเคียงกับกรณีการวางแผนระบบไฟฟ้าที่กำหนดให้มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 เนื่องจากเงื่อนไขการวางแผนดังกล่าวคิดเฉพาะโรงไฟฟ้าหลัก (Firm) เท่านั้น

    กรณีที่ 2 คิดจากกำลังผลิตติดตั้งโรงไฟฟ้าแบบ “Firm” ทั้งหมด มีสมมติฐานดังนี้

    1. การคำนวณคิดจากกำลังผลิตติดตั้งจากโรงไฟฟ้าหลัก (Firm) ที่สามารถเดินเครื่องได้ตลอดเวลา 24 ชั่วโมงในทุกฤดูกาล เช่น นิวเคลียร์ ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติและพลังน้ำ (Firm) เปรียบเทียบกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในปี 2014

    2. กรณีของไทย กำลังผลิตติดตั้งและความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดคิดจากกำลังผลิตติดตั้งจากโรงไฟฟ้าหลัก (Firm) ที่สามารถเดินเครื่องได้ตลอดเวลา 24 ชั่วโมงในทุกฤดูกาล เช่น ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ ชีวมวลประเภท Firm Contract โรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ซื้อจาก สปป.ลาวในรูปแบบของสัญญาประเภท Firm Contract ในปี 2016 (2559)

    หมายเหตุ ไม่คิดกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำของไทยเนื่องจาก กฟผ. ไม่สามารถใช้ผลิตไฟฟ้าได้ตามต้องการ ขึ้นอยู่กับธรรมชาติ ไม่สามารถควบคุมได้ นอกจากนี้ ยังขึ้นอยู่กับการบริหารจัดการน้ำของกรมชลประทานที่จะกำหนดให้ กฟผ.กักเก็บและปล่อยน้ำ จึงถือว่าเป็นกำลังผลิตแบบ Non-Firm

กราฟเปรียบเทียบเป็นดังแสดงในรูปที่ 3

article 20161203 03

รูปที่ 3 สัดส่วนกำลังผลิตที่มากกว่าตวามต้องการใช้ไฟฟ้าเมื่อคิดจากกำลังผลิต “Firm”

    กำลังผลิต (Firm) ส่วนที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศไทยอยู่ที่ ร้อยละ 22 ยังต่ำกว่าหลายประเทศในกลุ่ม OCED เช่น ออสเตรีย (ร้อยละ 102) เดนมาร์ค (ร้อยละ 32) อิตาลี (ร้อยละ 81) โปรตุเกส (ร้อยละ 65) และสเปน (ร้อยละ 100) รวมทั้งยังต่ำกว่าประเทศจีน (ร้อยละ 68) และ มาเลเซีย(ร้อยละ 47)

    กรณีนี้เป็นกรณีที่สามารถเทียบได้กับการวางแผนระบบไฟฟ้าที่กำหนดให้มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 เนื่องจากคิดเฉพาะโรงไฟฟ้าหลัก (Firm) เท่านั้น

กำลังผลิตติดตั้งในระบบของ กฟผ. ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2559 เป็นดังรูปที่ 4

article 20161203 04 1

article 20161203 04 2

รูปที่ 4 กำลังผลิตติดตั้งในระบบของ กฟผ. ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2559

กลับสู่ด้านบน

                  

6. ภาวะเศรษฐกิจที่ผันผวนกระทบกับการบริหารจัดการไฟฟ้าอย่างไร

    การวางแผนระบบไฟฟ้าขนาดใหญ่ จะวางแผนโดยกำหนดให้ระบบมีกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าหลัก (Firm) มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 โดยอ้างอิงจากแผนพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ

    แต่ในทางปฏิบัติ การบริหารแผนจริงอาจไม่เป็นไปตามแผนขึ้นอยู่กับความผันผวนทางเศรษฐกิจ กรณีภาวะเศรษฐกิจขาลง รัฐบาลจะใช้มาตรการต่างๆ เพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ ส่วนการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าจะใช้มาตรการชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่

    สำหรับประเทศไทยเคยประสบกับภาวะการณ์ทางเศรษฐกิจทั้งขาขึ้นและขาลงหลายครั้ง

    ในช่วงเศรษฐกิจขาลง รัฐบาลจะใช้มาตรการต่างๆ ในการกระตุ้นเศรษฐกิจทั้งมาตรการระยะสั้น เช่น

    1) การลดอัตราดอกเบี้ย

    2) มาตรการจูงใจด้านภาษี เช่น ลดอัตราภาษี

    3) มาตรการกระตุน้ การใช้จ่ายของประชาชน

    และมาตรการระยะยาว เช่น

    1) มาตรการกระตุน้ การลงทุน

    2) มาตรการเพิ่มการแข่งขันของประเทศ

    การชะลอการสร้างโรงไฟฟ้ามีข้อควรระวังคือ เมื่อเศรษฐกิจชะลอตัว ทุกรัฐบาลจะมีมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจเพื่อให้เติบโตและขยายตัว และจะส่งผลต่อเนื่องให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ซึ่งถ้าการชะลอการก่อสร้างโรงไฟฟ้าไม่สัมพันธ์กับแนวโน้มการขยายตัวเนื่องจากการกระตุ้นเศรษฐกิจอาจทำให้เกิดการขาดแคลนไฟฟ้า ดังเช่นที่ประเทศไทยเคยเกิดมาแล้ว โดยการสร้างโรงไฟฟ้าจะใช้เวลา 5-8 ปี เนื่องจากมีขั้นตอนที่กำหนดไว้ในกฎหมายใหม่หลายขั้นตอน

    ดังนั้น เพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคง การบริหารแผนระบบกำลังผลิตไฟฟ้าของทุกประเทศจึงให้ความสำคัญกับการยอมให้มีกำลังผลิตไฟฟ้ามากกว่าความต้องการ แต่จะไม่ยอมให้เกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าขาดแคลน หรือกำลังผลิตตํ่ากว่าความต้องการ ดังเช่นประเทศที่พัฒนา ตามรูปที่ 3

    ในกรณีที่ภาวะการณ์เศรษฐกิจขาขึ้น มีอัตราการเติบโตสูงกว่าแผน ทำให้กำลังผลิตที่มีอยู่ไม่เพียงพอ กฟผ. ก็จะใช้มาตรการต่างๆ หลายมาตรการ เพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้เพียงพอต่อความต้องการ ได้แก่

    1) เลื่อนแผนการซ่อมบำรุงออกไป ซึ่งทำให้ครื่องจักรเสื่อมสภาพเร็วขึ้น ค่าใช้จ่ายในการซ่อมบำรุงสูงขึ้น

    2) เดินเครื่องเกินกว่ากำลังผลิตปกติ (Overload) ซึ่งก็ทำให้เครื่องจักรเสื่อมสภาพเร็วขึ้น ค่าใช้จ่ายในการซ่อมบำรุงสูงขึ้นเช่นกัน

    3) รณรงค์ประหยัดการใช้ไฟฟ้าในช่วงพีค

    4) เจรจาให้เอกชนที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเป็นของตัวเอง เดินเครื่องผลิต จำหน่ายไฟฟ้าเต็มกำลัง โดย กฟผ. จ่ายชดเชยราคาส่วนเกินที่สูงกว่าราคาที่ กฟผ. จำหน่าย

    5) เร่งรัดการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่

    ในกรณีข้อ 1 และ 2 เป็นกรณีที่ กฟผ. ต้องดำเนินการเอง เนื่องจากไม่สามารถดำเนินการกับโรงไฟฟ้าเอกชนได้ เนื่องจากในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ามีการกำหนดเงือนไขในการผลิตและบำรุงรักษาที่ กฟผ. ต้องปฏิบัติตามสัญญา

    ในช่วงที่ผ่านมาที่ประเทศไทยประสบภาวะเศรษฐกิจชะลอตัว รัฐบาลจะใช้มาตรการเลื่อนแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ออกไป เมื่อภาวะเศรษฐกิจดีขึ้น มีความจำเป็นที่จะต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ เอกชนจะได้รับการคัดเลือกให้ก่อสร้างในพื้นที่แห่งใหม่ก่อน ส่วน กฟผ. จะได้รับมอบหมายให้สร้างโรงไฟฟ้าในพื้นที่เดิมทดแทนโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุเป็นส่วนใหญ่ ทำให้ในช่วงระยะ 20 ปีที่ผ่านมา กฟผ. มีกำลังผลิตเพิ่มขึ้นจากเดิมเมื่อปี 2540 อยู่ที่ 14,687 เมกะวัตต์ ในปัจจุบัน (ปี 2559) กฟผ. มีกำลังผลิตอยู่ที่ 16,376 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นเพียง 1,689 เมกะวัตต์ ทำใหสัดส่วนกำลังผลิตของ กฟผ. เหลือเพียงร้อยละ 39.8 อย่างไรก็ตามถ้าคิดรวมกำลังผลิตที่เป็นของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคด้วย สัดส่วนกำลังผลิตของ กฟผ. จะมีเพียงร้อยละ 36.9

    ในกรณีของประเทศในกลุ่ม OECD ซึ่งเคยประสบภาวะเศรษฐกิจผันผวนเช่นเดียวกันกับประเทศไทย พบว่า การบริหารจัดการระบบผลิตในส่วนที่ใช้รักษาความมั่นคงก็กำหนดให้มีกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าหลัก (Firm) ที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 จากข้อมูลของ IEA พบว่า กลุ่มประเทศใน OECD มีกำลังผลิต (Firm) ส่วนที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 54 แต่ในขณะที่ประเทศไทยเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 22 ซึ่งตํ่ากว่าค่าเฉลี่ยของประเทศในกลุ่ม OCED มาก ถือว่าเป็นเครดิตของกระทรวงพลังงานที่สามารถบริหารกำลังผลิตได้ดีกว่าค่าเฉลี่ยของประเทศในกลุ่ม OECD ตามรูปที่ 3

    หากพิจารณากำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด (รวม Firm และ Non-Firm) ส่วนที่มากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศพบว่า ประเทศในกลุ่ม OECD มีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 85 ในขณะที่ประเทศไทยอยู่ที่ร้อยละ 39 ตามรูปที่ 2

กลับสู่ด้านบน

                  

7. ประเทศไทยมีกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าถ่านหินเป็นอย่างไรเมื่อเทียบกับประเทศต่างๆ ทั่วโลก

    สัดส่วนกำลังผลิตติดตั้งตามสัญญาของโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆของไทยในปี 2559 เปรียบเทียบกับกลุ่มประเทศ OECD (2014) จีน (2015) และมาเลเซีย(2014) เป็นดังแสดงในตารางที่ 1

ตารางที่ 1 สัดส่วนกำลังผลิตติดตั้งตามสัญญาของโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ

ประเทศ

Coal

Nuclear

Gas

Oil

Hydro

Renew

เอสโตเนีย

80%

0%

8%

0%

0%

12%

โปแลนด์

76%

0%

3%

1%

7%

13%

สาธารณรัฐเช็ก

60%

20%

0%

0%

10%

11%

จีน

59%

2%

6%

0%

21%

12%

ออสเตรเลีย

44%

0%

28%

3%

12%

13%

ฟินแลนด์

38%

17%

12%

10%

20%

4%

เดนมาร์ก

33%

0%

16%

8%

0%

43%

เกาหลีใต้

33%

21%

31%

5%

6%

4%

เยอรมนี

28%

7%

16%

0%

3%

46%

มาเลเซีย**

26%

0%

51%

4%

16%

3%

เนเธอร์แลนด์

24%

2%

59%

1%

0%

14%

สโลวีเนีย

24%

20%

11%

0%

37%

8%

สหราชอาณาจักร

23%

10%

36%

4%

5%

22%

ชิลี

23%

0%

26%

19%

27%

4%

กรีซ

23%

0%

22%

13%

18%

25%

ตุรกี

22%

0%

37%

1%

34%

6%

สโลวาเกีย

20%

24%

14%

2%

31%

9%

ไทย*

15%

0%

67%

1%

12%

3%

    โรงไฟฟ้าถ่านหินของในประเทศไทยอยู่ที่ร้อยละ 11.39 และโรงไฟฟ้าถ่านหินหงสาใน สปป.ลาวร้อยละ 3.58

article 20161203 05

รูปที่ 5 สัดส่วนกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าถ่านหินต่อกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด

    หลายประเทศยังคงมีแผนที่จะพัฒนาโรงไฟฟ้าถ่านหินอย่างต่อเนื่อง เช่น

โรงไฟฟ้าถ่านหินที่อยู่ในแผนพัฒนาก่อสร้างในประเทศมาเลเซีย

โรงไฟฟ้า

กำลังผลิตติดตั้ง (เมกะวัตต์)

กำหนดการเดินเครื่องเชิงพาณิชย์

Manjung Power Station Unit 5

1,000

2017

Balingian New Power Station Phase I Unit 1

300

2018

Balingian New Power Station Phase I Unit 2

300

2018

Project 3B Unit 1

1,000

2019

Project 3B Unit 2

1,000

2019

รวมกำลังผลิต

3,600

 

 

โรงไฟฟ้าถ่านหินที่อยู่ในแผนพัฒนาก่อสร้างในประเทศญี่ปุ่น

โรงไฟฟ้า

กำลังผลิตติดตั้ง (เมกะวัตต์)

กำหนดการเดินเครื่องเชิงพาณิชย์

Kashima, Ibaraki      

640

2020

Nakoso, Fukushima    

540

2020

New Takehara Unit 1  

600

2020

Noshiro Unit 3          

600

2020

Matsuura Unit 2         

1,000

2020

Yokosuka, Kanagawa 

1,000

2020

Hitachinaka, Ibaraki  

650

2021

Hirono, Fukushima     

540

2021

Ako Unit 1            

600

2021

Ako Unit 2            

600

2021

Taketoyo Unit 5         

1,070

2022

New Takasago Unit 1      

600

2022

Kobe Steel Works Unit 1  

650

2022

Misumi Unit 2           

1,000

2022

Kobe Steel Works Unit 2     

650

2023

Saijo Unit1            

500

2023

Ube, Yamaguchi Unit1        

600

2023

Chiba city, Chiba     

1,000

2024

Akita city, Akita Unit1     

650

2024

Akita city, Akita Unit 2    

650

2025

Ube, Yamaguchi Unit2       

600

2025

Sodegaura, Chiba Unit 1       

1,000

2025

Sodegaura, Chiba Unit 2     

1,000

2025

รวมกำลังผลิต

18,340

 

โรงไฟฟ้าถ่านหินที่อยู่ในแผนพัฒนาก่อสร้างในประเทศเกาหลีใต้

โรงไฟฟ้า

กำลังผลิตติดตั้ง (เมกะวัตต์)

กำหนดการเดินเครื่องเชิงพาณิชย์

NSP IPP 1-2

2 x 1,000

2019

Yeongheung 7-8

2 x 870

2019

Sinseocheon 1-2

2 x 500

2019

G-Project 1

1,000

2019

G-Project 2

1,000

2020

Tongyang Power 1

1,000

2020

Tongyang Power 2

1,000

2022

รวมกำลังผลิต

8,740

 

    หรือตัวอย่างของประเทศเพื่อนบ้าน ประเทศเวียดนาม ปัจจุบันได้ยกเลิกโครงการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์โดยหันไปพัฒนาโรงไฟฟ้าถ่านหินแทน

กลับสู่ด้านบน

                  

8. ภาคใต้ทำไมต้องมีโรงไฟฟ้ากระบี่และโรงไฟฟ้าเทพา

    1) จากกรณีที่ 3 ในข้อ 2 ถ้าต้องการความมั่นคงที่ดีต้องใช้กรณีที่ 3 ภาคใต้ควรต้องมีกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,888 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากภาคใต้เชื่อมโยงกับภาคกลางด้วยสายส่งที่ยาวกว่า 600 กม. สามารถส่งกระแสไฟฟ้าไปช่วยได้ประมาณ 500-650 เมกะวัตต์ ดังนั้นกำลังผลิตติดตั้งที่ภาคใต้ต้องการจะเป็น

3,888 - 650 = 3,238 เมกะวัตต์

        ปัจจุบันภาคใต้มีกำลังผลิตอยู่เพียง 3,089.50 เมกะวัตต์ อีกทั้งยังเป็น Non-Firm 324.50 เมกะวัตต์ ทำให้เหลือกำลังผลิตในส่วนที่จะรักษาความมั่นคงของระบบเพียง

3089.50 – 324.50 = 2,747 เมกะวัตต์

        ซึ่งน้อยกว่าที่ต้องการ 3,238 เมกะวัตต์ อยู่เท่ากับ

3,238 – 2,747 = 491 เมกะวัตต์

        ดังนั้น ในกรณีนี้ไฟฟ้าภาคใต้ในปัจจุบันยังขาดอยู่ 491 เมกะวัตต์

        นั่นหมายถึง ถ้าเลือกระดับความมั่นคงในระดับนี้ มีความเสี่ยงสูงมากเมื่อเกิดปัญหาในกรณีที่มีโรงไฟฟ้าที่กำลังอยู่ระหว่างการหยุดซ่อมตามแผนแล้วมีปัญหาเกิดขึ้นต่อระบบส่ง หรือมีโรงไฟฟ้าขัดข้องต้องหยุดฉุกเฉิน จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับเนื่องจากกำลังผลิตไม่พอยังขาดอยู่อีก 491 เมกะวัตต์

        และเนื่องจากภาคใต้มีอัตราการเติบโตการใช้ไฟฟ้าร้อยละ 5 หรือคิดเป็นประมาณ 150 เมกะวัตต์ต่อปี หรือประมาณ 900 เมกะวัตต์ในอีก 6 ปีข้างหน้า

        นั่นหมายถึงในอีก 6 ปีข้างหน้า ภาคใต้จะขาดไฟฟ้าประมาณ

491 + 900 = 1,391 เมกะวัตต์

    2) หรือในกรณีที่สามารถยอมรับความเสี่ยงที่จะเกิดไฟฟ้าดับได้มากขึ้นก็อาจใช้ กรณีที่ 2 ในข้อ 2 ที่ไม่มีโรงฟ้าหยุดซ่อมเลย แต่เกิดเหตุขัดข้องที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะชุดที่ 1 กำลังผลิต 710 เมกะวัตต์ ทำให้ภาคใต้ควรต้องมีกำลังผลิตเผื่อไว้ทั้งหมด

2,713 + 710 = 3,423 เมกะวัตต์

        แต่เนื่องจากภาคใต้เชื่อมโยงกับภาคกลางด้วยสายส่งที่ยาวกว่า 600 กม. สามารถส่งกระแสไฟฟ้าไปช่วยได้ประมาณ 500-650 เมกะวัตต์

        ดังนั้นกำลังผลิตติดตั้งที่ภาคใต้ต้องการจะเป็น

3,423 - 650 = 2,773 เมกะวัตต์

        ปัจจุบันภาคใต้เหลือกำลังผลิตในส่วนที่จะรักษาความมั่นคงของระบบ

3089.50 – 324.50 = 2,747 เมกะวัตต์

        ดังนั้น เพื่อให้ภาคใต้มีเสถียรภาพที่ดีตามกรณีที่ 3 ภาคใต้ยังต้องการไฟฟ้าเพิ่มอีก

2,773 – 2,747 = 26 เมกะวัตต์

        หรือในกรณีนี้ไฟฟ้าภาคใต้ในปัจจุบันยังขาดอยู่ 26 เมกะวัตต์

        นั่นหมายถึง ถ้าเลือกระดับความมั่นคงในระดับนี้ มีความเสี่ยงสูงมากเมื่อเกิดปัญหาในกรณีที่มีปัญหาระบบส่งขัดข้อง หรือมีความจำเป็นต้องให้โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดหยุดซ่อม จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) เนื่องจากกำลังผลิตยังขาดอยู่อีก 26 เมกะวัตต์

        และเนื่องจากภาคใต้มีอัตราการเติบโตการใช้ไฟฟ้าร้อยละ 5 หรือคิดเป็นประมาณ 150 เมกะวัตต์ต่อปี หรือประมาณ 900 เมกะวัตต์ในอีก 6 ปีข้างหน้า

        นั่นหมายถึงในอีก 6 ปีข้างหน้า ภาคใต้จะขาดไฟฟ้าประมาณ

26 + 900 = 926 เมกะวัตต์

ถ้าสร้างสายส่งจากภาคกลางไปภาคใต้เพิ่มทดแทนการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่จะได้ไหม ?

        เนื่องจากโครงสร้างภาคใต้มีลักษณะเป็นคอขวดยาวจากภาคกลางลงไป ไม่เอื้ออำนวยให้สร้างสายส่งที่เป็นระบบเครือข่ายเหมือนภาคอื่นๆได้ ดังนั้นจึงจำเป็นต้องสร้างสายส่งยาวกว่า 600 กม. หลายวงจรขนานกัน ซึ่งมีความเสี่ยงสูงที่จะเสียหายทั้งระบบถ้าเกิดเหตุภัยธรรมชาติ อีกทั้งมีตำแหน่งที่มีโอกาสในการก่อวินาศกรรมได้ง่ายและจำนวนมากเนื่องจากมีความยาวกว่า 600 กิโลเมตร จะทำให้ระบบไฟฟ้าภาคใต้ถูกตัดขาดจากภาคกลาง ทำให้ระบบไฟฟ้าภาคใต้ที่จำเป็นต้องพึ่งใบบุญจากระบบไฟฟ้าภาคกลางมาช่วย มีไฟฟ้าเหลือไม่เพียงพอ ไฟฟ้าก็จะดับ ดังนั้น ภาคใต้จึงควรมีโรงไฟฟ้าเป็นของตนเองเพื่อลดการพึ่งใบบุญจากภาคกลางซะที

        นอกจากนั้น การที่สายส่งยาวมากจะทำให้มีการสูญเสียในระบบ และเกิดปัญหา Oscillation ทำให้ระบบไฟไม่เสถียร

กลับสู่ด้านบน

                  

9. นอกจากเหตุผลด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีเหตุผลอื่นหรือไม่ที่ทำให้ต้องมีโรงไฟฟ้ากระบี่และโรงไฟฟ้าเทพา

    ที่กล่าวมาข้างต้นในข้อ 8 เป็นมุมมองด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ตามยังจำเป็นต้องพิจารณามุมมองอื่นด้วย ยกตัวอย่างเข่น

    มุมมองด้านความมั่นคงด้านพลังงาน ประเทศไทยมีสัดส่วนกำลังผลิตจากเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติสูงถึงร้อยละ 67

    • ถ้าไม่มีก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย จะทำให้กำลังผลิตหายไปประมาณ 10,500 เมกะวัตต์

    • ถ้าไม่มีก๊าซธรรมชาติจากพม่า จะทำให้กำลังผลิตหายไปประมาณ 6,000 เมกะวัตต์

    • ถ้าไม่มีก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA จะทำให้กำลังผลิตหายไปประมาณ 1,500 เมกะวัตต์

    การพึ่งพาดังกล่าวทำให้มีโอกาสเสี่ยงสูงมากที่จะเกิดไฟดับหากว่าระบบส่งก๊าซธรรมชาติมีปัญหา จึงจำเป็นต้องกระจายความเสียงไปใช้เชื้อเพลิงที่หลากหลายขึ้น

    มุมมองด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า โรงไฟฟ้าแต่ละประเภทมีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่แตกต่างกัน มีประสิทธิภาพที่แตกต่างกัน เช่นโรงไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าบางปะกงเครื่องที่ 1-2 เป็นการนำโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเทคโนโลยีสมัยใหม่ที่มีประสิทธิภาพสูงขึ้นกว่าเดิมมาก มาทดแทนโรงไฟฟ้าเก่า ทำให้ลดการใช้เชื้อเพลิงลงกว่าครึ่งหนึ่ง ต้นทุนด้านราคาก็ลดลงมากเมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้าเก่า

    ส่วนโรงไฟฟ้าถ่านหิน มีต้นทุนราคาค่าเชื้อเพลิงถูกกว่า LNG ดังนั้น ถ้ามีสัดส่วนโรงไฟฟ้าถ่านหินในปริมาณที่มากพอ ก็จะทำให้ต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าในภาพรวมถูกลง เช่นในกรณีของโรงไฟฟ้ากระบี่ และโรงไฟฟ้าเทพา เนื่องจากใช้เชื้อเพลิงถ่านหินที่มีราคาถูกกว่า LNG เมื่อก่อสร้างแล้วเสร็จและเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้ จะทำให้ลดปริมาณการใช้ LNG ที่ต้องนำเข้าและมีราคาแพง อันจะส่งผลให้ราคาค่าไฟฟ้าในภาพรวมถูกลง

    การนำโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนมาใช้ทดแทนในส่วนที่กำลังผลิตไม่พอในภาคใต้จะทำให้เกิดความเสี่ยงต่อความมั่นคงของระบบ มีโอกาสที่ไฟฟ้าจะดับได้ อีกทั้งยังทำให้ต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าแพงขึ้นอีก อย่างไรก็ตาม ถ้าพิจารณาแล้วพบว่าต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แพงขึ้น ไม่ได้เป็นประเด็นที่สำคัญทั้งในเรื่องของภาระที่ประชาชนต้องแบกรับ และความสามารถในการแข่งขันที่ลดลงของประเทศรวมถึงความเสี่ยงที่จะเกิดไฟฟ้าดับ ก็สามารถนำพลังงานทดแทนมาเพิ่มเป็นส่วนกำลังผลิตที่มากกว่ากำลังผลิตที่ใช้รักษาความมั่นคงของระบบ (N-1) ได้

ที่มา: IEA Electricity Information 2016

กลับสู่ด้านบน