กฟผ. ลุยลงทุน 7.8 หมื่นล้าน รับมือโซลาร์รูฟ 1 หมื่นเมกะวัตต์

นโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชน หรือ Solar-PV Rooftop ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้ขยายเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบถึง 10,000 เมกะวัตต์ ในอัตรารับซื้อ 2.20 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 20 ปี 

สอดรับกับทิศทางของร่างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2026) ที่มุ่งเน้นการกระจายศูนย์ระบบไฟฟ้า จากการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ราว 24,300 เมกะวัตต์ และพลังงานลม 2,700 เมกะวัตต์ และการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) รวมสูงถึง 14,500 เมกะวัตต์ในระยะ 11 ปีแรก (2570-2580)

จากปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว จึงส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากระบบหลักในช่วงกลางวันลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งจะสร้างปัญหาต่อการควบคุมสมดุลการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าประเภทอื่น ๆ ที่มีอยู่ในระบบ ทำให้มีความเสี่ยงในการรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า 

ขณะเดียวกัน ระบบส่งไฟฟ้าเดิมที่เชื่อมโยงระหว่างภูมิภาค (Tie-line) โดยเฉพาะในบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ยังมีข้อจำกัดด้านขีดความสามารถในการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้า ไม่เพียงพอต่อการรองรับปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่จะทยอยเชื่อมต่อเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้นในอนาคต

กฟผ.ลุยลงทุน 7.8 หมื่นล้าน

จากการตรวจสอบของ “ฐานเศรษฐกิจ” พบว่า เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว กฟผ.จะใช้เงินลงทุนในระยะ 4 ปี (ปีงบประมาณ 2570-2573) วงเงินรวม 78,072 ล้านบาท ใน 6 โครงการ โดยเป็นการขอใช้เงินกู้ ภายใต้พ.ร.ก.กู้เงิน เปลี่ยนพลังงานราว 16,632 ล้านบาท เพื่อช่วยรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า จากการขยายตัวของ Solar Rooftop ภาคประชาชน 10,000 เมกะวัตต์

ทั้งนี้ งบลงทุนส่วนใหญ่จะถูกนำไปใช้สำหรับการเสริมความมั่นคงและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าให้มีความทันสมัย (Grid Modernization) เพื่อรองรับความผันผวนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ลดความเสี่ยงจากปัญหาไฟฟ้าตกหรือไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง และรักษาเสถียรภาพของระบบฟ้าให้อยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน ใช้งบลงทุนราว 77,352 ล้านบาท เพื่อนำไปใช้ในการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า การติดตั้งเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน โดยงบประมาณส่วนหนึ่งราว 16,112 ล้านบาท จะมาจากการขอใช้เงินกู้ ภายใต้พ.ร.ก. กู้เงินเพื่อเปลี่ยนผ่านพลังงาน

ติดตั้งแบตเตอรี่รับความผันผวน

สำหรับเม็ดเงินลงทุนดังกล่าว ประกอบด้วยโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า ด้วยระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ สำหรับโครงข่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียนภาคประชาชน ระยะที่ 2 (โครงการ TGC2) ซึ่งมีกรอบวงเงินลงทุนราว 67,790 ล้านบาท 

กฟผ. ได้เสนอขอใช้เงินกู้ภายใต้ พ.ร.ก.กู้เงิน ในปีงบประมาณ 2570 วงเงิน 6,550 ล้านบาท และจะใช้เงินลงทุนของ กฟผ. ในช่วงปี 2571-2573 อีกจำนวน 61,240 ล้านบาท เพื่อดำเนินการปรับปรุงสถานีไฟฟ้าแรงสูงและติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ระดับโครงข่าย (Grid-scale BESS) ในพื้นที่ยุทธศาสตร์สำคัญ 4 แห่ง ได้แก่ สถานีไฟฟ้าแรงสูงสมุทรสาคร 4, สถานีไฟฟ้าแรงสูงบางละมุง 2, สถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 และสถานีไฟฟ้าแรงสูงชัยภูมิ 2

ทั้งนี้ การลงทุนของโครงการ TGC2 ในพื้นที่ 4 แห่ง จะครอบคลุมการจัดหาและก่อสร้างระบบ Grid-scale BESS ขนาดรวมสูงถึง 1,595 เมกะวัตต์ หรือ 6,380 เมกะวัตต์-ชั่วโมง แบ่งเป็น สถานีไฟฟ้าแรงสูงสมุทรสาคร 4 ติดตั้ง BESS ขนาด 270 เมกะวัตต์ หรือ 1,080 เมกะวัตต์-ชั่วโมง วงเงิน 11,470 ล้านบาท, สถานีไฟฟ้าแรงสูงบางละมุง 2 ติดตั้ง BESS ขนาด 350 เมกะวัตต์ หรือ 1,400 เมกะวัตต์-ชั่วโมง วงเงิน 14,880 ล้านบาท

สถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 ติดตั้ง BESS ขนาด 400 เมกะวัตต์ หรือ 1,600 เมกะวัตต์-ชั่วโมง วงเงิน 17,000 ล้านบาท และสถานีไฟฟ้าแรงสูงชัยภูมิ 2 ติดตั้ง BESS ขนาด 575 เมกะวัตต์ หรือ 2,300 เมกะวัตต์-ชั่วโมง วงเงิน 24,440 ล้านบาท โดยเฉพาะการดำเนินงานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่สถานีขอนแก่น 4 และชัยภูมิ 2 จะทำหน้าที่เป็นหัวใจสำคัญในการบริหารจัดการแรงดันไฟฟ้าและดูดซับพลังงานหมุนเวียนที่มีการทยอยเชื่อมต่อเข้าสู่ระบบเป็นจำนวนมาก

นอกจากนี้ ยังมีโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าด้วยระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ สำหรับโครงข่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียนภาคประชาชน หรือโครงการ TGCR โดยขอใช้เงินกู้ ภายใต้ พ.ร.ก.กู้เงิน เปลี่ยนผ่านพลังงานรวม 9,562 ล้านบาท เป็นการติดตั้งระบบ Grid-scale BESS ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือเพิ่มเติม ได้แก่ 

สถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 ติดตั้ง BESS ขนาด 100 เมกะวัตต์ หรือ 400 เมกะวัตต์-ชั่วโมง วงเงิน 4,260 ล้านบาท และสถานีไฟฟ้าแรงสูงชัยภูมิ 2 ติดตั้ง BESS ขนาด 125 เมกะวัตต์ หรือ 500 เมกะวัตต์-ชั่วโมง วงเงิน 5,302 ล้านบาท รวมกำลังการผลิตกักเก็บพลังงาน 225 เมกะวัตต์ หรือ 900 เมกะวัตต์-ชั่วโมง ซึ่งออกแบบมาเป็นพิเศษเพื่อให้บางส่วนของระบบ BESS สามารถปรับเปลี่ยนสถานที่ติดตั้งไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงอื่น ๆ ของ กฟผ. ได้ตามการกระจายตัวจริงของ Solar Rooftop ในอนาคต

ช่วยลดการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ 1,820 MW

สำหรับความคุ้มค่าของทั้ง 2 โครงการนี้ กฟผ.ประเมินว่า การลงทุนในโครงการ BESS มีความคุ้มค่าสูงกว่าการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่อย่างเห็นได้ชัด โดยผลการวิเคราะห์โครงการ TGCR แสดงอัตราผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) สูงถึง 9.73 % คิดเป็นมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) เท่ากับ 1,015.7 ล้านบาท ที่อัตราคิดลดที่ 7 % และมีอัตราผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) อยู่ที่ 6.89 % คิดเป็น NPV เท่ากับ 903.3 ล้านบาท ที่อัตราคิดลด 4.96 % 

ความคุ้มค่าดังกล่าวเกิดจากการที่โครงการ BESS สามารถหลีกเลี่ยงการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซใหม่ ที่มีต้นทุนก่อสร้างสูงถึง 377 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลวัตต์ หลีกเลี่ยงค่าใช้จ่ายบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าใหม่ 2.31 % ต่อปี หลีกเลี่ยงการสั่งซื้อเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (NG Price อ้างอิงระหว่าง 282–333 บาทต่อล้านบีทียู และหลีกเลี่ยงค่าใช้จ่ายในการเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS Costs) ในอัตรา 135 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันคาร์บอนไดออกไซด์

ดังนั้น ผลของทั้ง 2 โครงการที่คาดว่าจะได้รับ จะสามารถทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซใหม่ได้รวมกันถึง 1,820 เมกะวัตต์ เป็นในส่วนที่เกิดจากโครงการ TGC2 1,595 เมกะวัตต์ และโครงการ TGCR 225 เมกะวัตต์ สามารถช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติรวมสะสมได้มากกว่า 385 ล้านล้านบีทียู (TGC2 จำนวน 342.7 ล้านล้านบีทียู และ TGCR จำนวน 42.37 ล้านล้านบีทียู 

รวมทั้งลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสู่ชั้นบรรยากาศได้สะสมรวมกันกว่า 22.13 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (TGC2 จำนวน 19.7 ล้านตัน และ TGCR จำนวน 2.435 ล้านตัน) ซึ่งการดำเนินงานทั้ง 2 โครงการ จะอยู่ในพื้นที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงเดิมของ กฟผ. จึงไม่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและไม่ต้องจัดทำรายงาน EIA ทำให้สามารถเริ่มดำเนินการได้ทันทีหลังได้รับอนุมัติ

ชงของบบริหารจัดการะบบไฟฟ้า

นอกจากโครงสร้างพื้นฐานด้านแบตเตอรี่แล้ว กฟผ. ยังจะใช้เงินลงทุนอีกราว 720 ล้านบาท ในการพัฒนาด้านดิจิทัลและเทคโนโลยีสมองกลอัจฉริยะ เพื่อเป็นเครื่องมือในการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าอีก 4 โครงการ ได้แก่ โครงการพัฒนาระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เพื่อรองรับ Solar Rooftop วงเงินรวม 220 ล้านบาท แบ่งเป็นการขอใช้จาก พ.ร.ก.กู้เงินเพื่อเปลี่ยนผ่านพลังงาน ในปีงบประมาณ 2570 จำนวน 120 ล้านบาท

รวมทั้งงบลงทุน กฟผ. ในปี 2571 อีก 100 ล้านบาท ดำเนินการ ณ ศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (REFC) ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ อ.บางกรวย จ.นนทบุรี ซึ่งจะช่วยเพิ่มความแม่นยำในการพยากรณ์ ลดความคลาดเคลื่อน (MAPE/nMAE) ลงได้อย่างน้อย 10 % ส่งผลให้สามารถลดการสั่งสำรองกำลังผลิต จากโรงไฟฟ้าฟอสซิลและลดการจำกัดการรับซื้อไฟฟ้า (Curtailment) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ

โครงการจัดหาระบบควบคุมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RE CS) วงเงินงบประมาณ 300 ล้านบาท ซึ่งขอใช้เงินกู้ภายใต้ พ.ร.ก. กู้เงินเต็มจำนวน ดำเนินการ ณ ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (NCC) อ.บางกรวย จ.นนทบุรี เพื่อใช้สั่งการและควบคุมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบเรียลไทม์ ซึ่ง ซึ่งจะช่วยให้ศูนย์ควบคุมสามารถบริหารจัดการความผันผวนของพลังงานแสงอาทิตย์ รักษาแรงดันไฟฟ้า และป้องกันความเสี่ยงการเกิดไฟตกไฟดับในบริเวณกว้างได้อย่างท่วงที

โครงการจัดระบบควบคุมโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant Platform: VPP) วงเงินรวม 180 ล้านบาท แบ่งเป็นการใช้เงินจาก พ.ร.ก.กู้เงิน ในปีงบประมาณ 2570 สำหรับระบบปฏิบัติการขั้นต้น (Basic Function) วงเงิน 80 ล้านบาท และงบลงทุน กฟผ. ในปี 2571 สำหรับระบบปฏิบัติการขั้นสูง (Advance Function) วงเงิน 100 ล้านบาท ณ ศูนย์ควบคุมการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) อ.บางกรวย จ.นนทบุรี 

โครงการ VPP จะทำหน้าที่เป็นแพลตฟอร์มกลางในการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว (DERs) ทั้ง Solar Rooftop, BESS รายย่อย และรถยนต์ไฟฟ้า (EV) ผ่านผู้รวบรวมโหลด (Aggregator) เข้ามารวมกันเป็นโรงไฟฟ้าเสมือนขนาดใหญ่ ซึ่งจะช่วยเพิ่มความสามารถในการมองเห็นและสั่งการ ดึงพลังงานสะอาดมาช่วยคุมระบบช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด และช่วยชะลอการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้อย่างคุ้มค่า

โครงการจัดจ้างพัฒนา REC Issuer Platform ขอใช้เงินกู้ จาก พ.ร.ก.กู้เงิน 20 ล้านบาท ดำเนินการ ณ กฟผ. สำนักงานใหญ่ อ.บางกรวย จ.นนทบุรี เพื่อยกระดับแพลตฟอร์มการออกใบรับรองการผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของประเทศไทย ให้เป็นระบบอัตโนมัติสอดคล้องกับมาตรฐานสากล I-REC 

โดยนำเทคโนโลยี Automation และ AI เข้ามาใช้ในกระบวนการขึ้นทะเบียนโรงไฟฟ้า ตรวจสอบข้อมูลปริมาณการผลิต และออกใบรับรอง ช่วยลดขั้นตอนและระยะเวลาการทำงาน รองรับปริมาณคำขอใบรับรอง REC ที่เพิ่มขึ้นอย่างก้าวกระโดดจากภาคธุรกิจที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสีเขียว ทั้งในรูปแบบ Utility Green Tariff, Direct PPA และ Unbundled REC ตามเป้าหมาย RE100 และ Net Zero