ทำไมไฟฟ้าสำรองของไทยสูงเกินมาตรฐาน? เมื่อความมั่นคงทางพลังงานกลายเป็นต้นทุนของประชาชน บทความโดย รองศาสตราจารย์ ดร.มนตรี วิบูลยรัตน์ รองคณบดี วิทยาลัยการจัดการนวัตกรรมและอุตสาหกรรม สถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกล้าเจ้าคุณทหารลาดกระบัง

 

ประเทศไทยเคยเผชิญความกังวลเรื่อง “ไฟฟ้าจะไม่พอใช้” แต่ในช่วงหลายปีที่ผ่านมา คำถามด้านพลังงานกลับเปลี่ยนไปเป็นอีกด้านหนึ่งว่า ประเทศไทยกำลังมีโรงไฟฟ้ามากเกินความจำเป็นหรือไม่ และใครเป็นผู้จ่ายต้นทุนของกำลังผลิตที่ไม่ได้ถูกใช้งาน?

 

ระบบไฟฟ้าจำเป็นต้องมีกำลังผลิตสำรอง หรือ Reserve Margin เพื่อรองรับเหตุการณ์ที่โรงไฟฟ้าขัดข้อง ความต้องการไฟฟ้าสูงกว่าคาด หรือเหตุการณ์ฉุกเฉินต่าง ๆ

 

ในอดีตประเทศไทยใช้เกณฑ์ Reserve Margin ไม่น้อยกว่าประมาณ 15% เป็นหนึ่งในหลักอ้างอิงด้านความมั่นคงของระบบ แต่ในหลายช่วงเวลาระดับกำลังผลิตสำรองของไทยกลับสูงกว่าเกณฑ์ดังกล่าวอย่างมาก

 

อย่างไรก็ตาม ตัวเลข Reserve Margin ไม่ควรถูกหยิบมาเปรียบเทียบโดยไม่ระบุปี ช่วงเวลา และนิยามกำลังผลิตที่ใช้คำนวณ เพราะระบบที่มีพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจำเป็นต้องพิจารณา “กำลังผลิตที่พึ่งพาได้” ควบคู่กับกำลังผลิตติดตั้ง

 

คำถามสำคัญจึงไม่ใช่ว่า “ประเทศไทยควรมีไฟฟ้าสำรองหรือไม่?” เพราะคำตอบคือ “ต้องมี” แต่คำถามคือ “เราควรมีสำรองเท่าไรจึงจะสมดุลระหว่างความมั่นคงกับต้นทุนที่ประชาชนต้องจ่าย?”

 

✅  พยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสูงกว่าความเป็นจริง

 

สาเหตุสำคัญประการแรกมาจากการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในอดีต

การสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ต้องวางแผนล่วงหน้าหลายปี แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ หรือ Power Development Plan: PDP จึงต้องตั้งสมมติฐานเกี่ยวกับ GDP การขยายตัวของภาคอุตสาหกรรม จำนวนประชากร และความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต

 

ปัญหาคืออนาคตไม่ได้เป็นไปตามสมมติฐานเสมอไป

 

ประเทศไทยเผชิญทั้งเศรษฐกิจที่เติบโตต่ำกว่าคาด วิกฤต COVID-19 การเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักรและอาคาร ตลอดจนการเพิ่มขึ้นของ Solar Rooftop และการผลิตไฟฟ้าใช้เองหลังมิเตอร์

 

✅  โครงสร้างเศรษฐกิจก็เปลี่ยนแปลงไปเช่นกัน

 

เมื่อความต้องการไฟฟ้าจริงต่ำกว่าที่เคยคาดการณ์ แต่โรงไฟฟ้าที่ตัดสินใจลงทุนไปแล้วทยอยเข้าสู่ระบบตามกำหนด ผลที่เกิดขึ้นคือ กำลังผลิตเพิ่มเร็วกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้า

Reserve Margin จึงเพิ่มขึ้นตามมา โรงไฟฟ้าสร้างวันนี้ แต่ผูกพันระบบไปอีก 20- 25 ปี

 

✅  ปัญหาประการต่อมาคือธรรมชาติของอุตสาหกรรมไฟฟ้า

 

โรงไฟฟ้าไม่ใช่สินทรัพย์ที่สามารถสร้างหรือหยุดได้ภายในหนึ่งหรือสองปี โครงการขนาดใหญ่ตั้งแต่การศึกษา อนุมัติ จัดหาเงินทุน ก่อสร้าง จนถึง Commercial Operation อาจใช้เวลาหลายปี

 

ขณะที่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว หรือ Power Purchase Agreement: PPA สามารถสร้างภาระผูกพันเป็นเวลาหลายสิบปี ดังนั้นเมื่อรัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตัดสินใจจัดหากำลังผลิตในวันนี้ เท่ากับกำลังตัดสินใจเกี่ยวกับต้นทุนระบบไฟฟ้าในอนาคตด้วย

 

เมื่อ PPA ถูกลงนามและโครงการเข้าสู่กระบวนการ Financing และก่อสร้างแล้ว หากความต้องการไฟฟ้าในอนาคตต่ำกว่าคาด การยกเลิกหรือเลื่อนโครงการอาจทำได้ยาก เพราะเกี่ยวข้องกับสิทธิของคู่สัญญา ผู้ให้กู้ และต้นทุนชดเชยต่าง ๆ

 

จึงเกิดปรากฏการณ์ที่แผน PDP ฉบับใหม่อาจปรับลดประมาณการความต้องการไฟฟ้า แต่ระบบยังต้องรับโรงไฟฟ้าซึ่งเป็นภาระผูกพันจากการตัดสินใจในอดีต

 

✅  ไม่ผลิตไฟฟ้า ก็อาจยังมี “ค่าความพร้อมจ่าย”

 

อีกประเด็นที่ประชาชนควรทำความเข้าใจคือโครงสร้างรายได้ของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่บางประเภท

คำที่เหมาะสมไม่จำเป็นต้องเป็น “สัมปทานโรงไฟฟ้า” แต่โดยทั่วไปเป็น สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว หรือ PPA ภายใต้โครงสร้างสัญญาของโรงไฟฟ้าบางกลุ่ม

 

รายได้สามารถแบ่งออกเป็นองค์ประกอบสำคัญ เช่น Availability Payment - AP เป็นค่าความพร้อมจ่าย เพื่อรองรับต้นทุนคงที่ตามเงื่อนไขของสัญญา เช่น เงินลงทุน ต้นทุนทางการเงิน การบำรุงรักษา และการรักษาโรงไฟฟ้าให้อยู่ในสภาพพร้อมเดินเครื่อง

 

อีกส่วนคือ Energy Payment - EP ซึ่งสัมพันธ์กับพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตจริง และต้นทุนผันแปร โดยเฉพาะเชื้อเพลิง

จุดสำคัญคือ โรงไฟฟ้าบางแห่งไม่จำเป็นต้องเดินเครื่องเต็มกำลังตลอดเวลาเพื่อได้รับรายได้ในส่วนค่าความพร้อม หากยังรักษาความพร้อมได้ตามเงื่อนไข PPA

 

ในมุมหนึ่ง ระบบดังกล่าวมีเหตุผล เพราะประเทศกำลังซื้อ “ความมั่นคง” และต้องการให้โรงไฟฟ้าพร้อมเดินเครื่องเมื่อจำเป็น แต่ในอีกมุมหนึ่ง หากประเทศจัดหากำลังผลิตไว้มากเกินความต้องการเป็นเวลานาน คำถามเชิงเศรษฐศาสตร์ย่อมเกิดขึ้นว่า

ประเทศไทยกำลังจ่ายค่าความพร้อมให้กำลังผลิตที่แทบไม่ได้ใช้งานมากเกินความจำเป็นหรือไม่? นี่คือความแตกต่างระหว่าง “ต้นทุนเพื่อความมั่นคง” กับ “ต้นทุนจากกำลังผลิตส่วนเกิน”

 

✅  ระบบ Enhanced Single Buyer

 

โครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยอยู่ภายใต้ระบบที่เรียกว่า Enhanced Single Buyer

 

กฟผ. มีบทบาทสำคัญทั้งในการผลิตไฟฟ้าและรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตประเภทต่าง ๆ เช่น IPP, SPP รวมถึงไฟฟ้านำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ก่อนส่งผ่านระบบไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้า ประเทศไทยจึงไม่ได้เป็นตลาดไฟฟ้าแข่งขันเต็มรูปแบบเหมือนบางประเทศ

การตัดสินใจว่าประเทศควรมีกำลังผลิตเท่าใด โรงไฟฟ้าประเภทใดควรเข้าระบบ และเมื่อใด จึงพึ่งพาการวางแผนส่วนกลาง นโยบายของรัฐ และสัญญาระยะยาวอย่างมาก

 

ข้อดีคือรัฐสามารถวางแผนความมั่นคงของระบบในระยะยาว แต่ข้อเสียคือ หากการพยากรณ์ผิดพลาด ความผิดพลาดนั้นอาจถูกล็อกไว้ในระบบเป็นเวลาหลายสิบปี

 

✅  เรากำลังซื้อไฟจากหลายทางพร้อมกัน

 

ระบบไฟฟ้าของไทยวันนี้มีความซับซ้อนกว่าในอดีตมาก

 

เรามีทั้งโรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ไฟฟ้านำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน Solar Rooftop การผลิตไฟฟ้าใช้เอง โรงไฟฟ้าใหม่จากแผนเดิม ตลอดจนการยืดอายุโรงไฟฟ้าบางแห่งเพื่อรักษาความมั่นคง

 

ปัญหาจะเกิดขึ้นเมื่อกำลังผลิตใหม่ทยอยเข้าระบบเร็วกว่าการปลดระวางกำลังผลิตเดิม ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าไม่ได้เติบโตตามที่เคยคาดไว้

สิ่งที่ตามมาคือ Overcapacity และ Overcapacity ไม่ได้หมายความว่าไฟฟ้าฟรี

 

ตรงกันข้าม โรงไฟฟ้าเหล่านั้นมีเงินลงทุน ดอกเบี้ย ค่า Operation & Maintenance และต้นทุนการรักษาความพร้อม ซึ่งท้ายที่สุดต้องถูกจัดสรรเข้าสู่โครงสร้างค่าไฟฟ้าไม่ทางใดก็ทางหนึ่ง

 

✅  ต้องแยก “FiT” ออกจาก “Ft”

 

อีกเรื่องที่มักเกิดความสับสนคือคำว่า FiT กับ Ft สองคำนี้ไม่ใช่เรื่องเดียวกัน

FiT - Feed-in Tariff คือกลไกราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามเงื่อนไขที่กำหนด ส่วน Ft - Fuel Adjustment Charge คือกลไกปรับค่าไฟฟ้าตามต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานที่อยู่ในค่าไฟฐาน โดยมีองค์ประกอบเกี่ยวข้องกับต้นทุนเชื้อเพลิงและการซื้อไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด

 

ดังนั้น การกล่าวว่า “โรงไฟฟ้าสำรองมากทำให้ Ft สูงทั้งหมด” จึงไม่แม่นยำ

ต้นทุนคงที่และค่าความพร้อมบางส่วนอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฐาน ขณะที่ส่วนต่างของต้นทุนบางรายการในแต่ละงวดอาจเข้ามาเกี่ยวข้องกับกลไก Ft ตามหลักเกณฑ์การคำนวณ

 

ประเด็นใหญ่กว่าจึงไม่ใช่เพียงว่า Ft สูงหรือต่ำ แต่คือ ต้นทุนรวมของระบบไฟฟ้าที่ประชาชนและภาคธุรกิจต้องจ่ายเหมาะสมกับระดับความมั่นคงที่เราได้รับหรือไม่

 

Reserve Margin 15% อาจไม่เพียงพอสำหรับโลกพลังงานยุคใหม่

อย่างไรก็ตาม การแก้ปัญหาไม่ควรทำเพียงตั้งเป้าว่า “ลด Reserve Margin ให้เหลือ 15%” เพราะระบบไฟฟ้ากำลังเปลี่ยนไป

 

Solar และ Wind มีลักษณะการผลิตไม่เหมือนโรงไฟฟ้าก๊าซหรือโรงไฟฟ้าพลังน้ำ กำลังผลิตติดตั้ง 1,000 MW ของแต่ละเทคโนโลยีจึงไม่ได้ให้ความมั่นคงแก่ระบบเท่ากัน

 

ประเทศไทยจึงควรขยับจากการถามว่า “เรามี Installed Capacity กี่ MW?” ไปสู่คำถามว่า “ในชั่วโมงที่ระบบตึงตัว เรามีกำลังผลิตที่พึ่งพาได้จริงกี่ MW?”

เครื่องมืออย่าง Loss of Load Expectation: LOLE และ Effective Load Carrying Capability: ELCC จะมีความสำคัญมากขึ้น เพราะสะท้อนความน่าเชื่อถือของระบบได้ดีกว่าการมอง Reserve Margin จาก Installed Capacity เพียงตัวเดียว

 

✅  AI Data Center อาจเปลี่ยนสมการไฟฟ้าสำรองของไทยอีกครั้ง

 

มีอีกปัจจัยหนึ่งที่ PDP ฉบับใหม่ต้องให้ความสำคัญอย่างมาก คือ AI Data Center

 

ในอดีตประเทศไทยกังวลว่าความต้องการไฟฟ้าจะเติบโตต่ำกว่าที่พยากรณ์ แต่ในทศวรรษข้างหน้า เราอาจเผชิญปัญหาตรงกันข้าม

Data Center ระดับ Hyperscale สามารถมีความต้องการไฟฟ้าหลักร้อย MW ต่อแห่ง และ Cluster ขนาดใหญ่สามารถสร้าง Load ระดับ GW ได้ ที่สำคัญ Data Center แตกต่างจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป เพราะต้องการไฟฟ้าคุณภาพสูง มี Reliability สูง และใช้ไฟฟ้าต่อเนื่องตลอด 24 ชั่วโมง

 

หากประเทศไทยสามารถดึงการลงทุน AI Infrastructure ขนาดใหญ่เข้ามาได้จริง กำลังผลิตที่วันนี้ถูกมองว่าเป็น “ส่วนเกิน” บางส่วนอาจถูกดูดซับได้ในอนาคต แต่สิ่งนี้ไม่ควรถูกใช้เป็นเหตุผลในการสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มล่วงหน้าโดยอาศัย Demand ที่ยังไม่ได้เกิดขึ้นจริง

 

บทเรียนจากอดีตคือ อย่าสร้าง Supply จาก Demand ที่ยังอยู่เพียงบนกระดาษ

 

PDP ยุคใหม่ควรเชื่อมการเพิ่มกำลังผลิตกับโครงการ Data Center ที่มีความชัดเจนด้านการลงทุน การเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า และกำหนด Commercial Operation Date ที่ตรวจสอบได้

 

✅  จาก “สร้างเผื่อ” สู่ระบบไฟฟ้าที่ยืดหยุ่น

 

แนวทางแก้ปัญหาระยะยาวจึงไม่ใช่การหยุดสร้างโรงไฟฟ้าทั้งหมด แต่คือการเปลี่ยนวิธีคิดในการวางแผนระบบ

โครงการใหม่ที่ยังไม่มีข้อผูกพันควรถูกทบทวนตาม Demand ล่าสุด โรงไฟฟ้าที่มี Utilization ต่ำควรพิจารณาทางเลือกด้านสัญญาและการบริหารสินทรัพย์โดยคำนึงถึงต้นทุนและข้อผูกพันทางกฎหมาย

 

การต่ออายุโรงไฟฟ้าเก่าควรพิจารณาจากความจำเป็นต่อระบบ ไม่ใช่ต่ออายุโดยอัตโนมัติ ขณะเดียวกัน ควรเพิ่มความโปร่งใสของข้อมูลเกี่ยวกับกำลังผลิต ภาระผูกพันตาม PPA และต้นทุนของระบบในระดับที่ไม่กระทบข้อมูลทางการค้าที่มีเหตุผลในการคุ้มครอง และที่สำคัญ ความเสี่ยงจากการพยากรณ์ Demand ผิดพลาดไม่ควรถูกผลักมายังผู้ใช้ไฟฟ้าเพียงฝ่ายเดียว

 

✅  ไฟฟ้าสำรองไม่ใช่ปัญหา แต่ “สำรองเท่าไรและจ่ายเท่าไร” คือคำถามสำคัญ

 

ประเทศไทยไม่ได้ผิดที่ต้องการความมั่นคงทางพลังงาน

 

โรงพยาบาล รถไฟฟ้า โรงงาน Semiconductor ระบบ Cloud และ AI Data Center ไม่สามารถดำเนินงานบนระบบไฟฟ้าที่ไม่มี Reliability ได้ ดังนั้น Reserve Capacity มีมูลค่าทางเศรษฐกิจ แต่ความมั่นคงที่มากเกินความจำเป็นก็มีราคาเช่นเดียวกัน

หากระบบสร้างโรงไฟฟ้ามากกว่าความต้องการ แล้วทำสัญญาระยะยาวที่ทำให้ต้องจ่ายค่าความพร้อมแก่กำลังผลิตส่วนเกินเป็นเวลาหลายสิบปี ต้นทุนดังกล่าวไม่ได้หายไปไหน

ท้ายที่สุดจะต้องมีใครบางคนเป็นผู้จ่าย และในระบบไฟฟ้า คนคนนั้นย่อมหนีไม่พ้น ผู้ใช้ไฟฟ้า

 

โจทย์ของ PDP ยุคใหม่จึงไม่ควรเป็นเพียง “ประเทศไทยต้องมีโรงไฟฟ้ากี่ MW?” แต่ควรเป็น “ประเทศไทยต้องมีกำลังผลิตที่พึ่งพาได้จริงเท่าไร จึงจะมั่นคงเพียงพอ รองรับ AI และเศรษฐกิจใหม่ได้ โดยไม่สร้างภาระต้นทุนส่วนเกินให้ประชาชน?”

 

เพราะระบบไฟฟ้าที่ดีที่สุด ไม่ใช่ระบบที่มีโรงไฟฟ้ามากที่สุด แต่คือระบบที่สามารถสร้างสมดุลระหว่าง Energy Security, Reliability, Affordability และ Sustainability ได้อย่างเหมาะสมที่สุด

 

ที่มา ฐานเศรษฐกิจ

วันที่ 28 สิงหาคม 2569