สนพ.รื้อสูตรซื้อไฟฟ้าสีเขียว แยกต้นทุนรายเทคโนโลยี รับ PDP ใหม่

สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี ได้ดำเนินศึกษาการทบทวนนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในช่วงเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน เพื่อมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายใต้บริบทพลังงานที่ได้เปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว ทั้งเทคโนโลยี ต้นทุนการผลิต รูปแบบการลงทุน และเทคโนโลยีสนับสนุนอย่างระบบกักเก็บพลังงานแบตเตอรี่ (BESS) เพื่อ สะท้อนถึงแนวทางและกลไกการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เหมาะสมกับสถานการณ์ และรองรับแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าฉบับใหม่ (PDP2026) ที่ตั้งเป้าเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในช่วงปลายแผนปี 2593 มากกว่า 60%

ยุค FiT ติด 8 ปมโครงสร้าง

ผลการศึกษาชี้ให้เห็นว่า ประเทศไทยจัดหาไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนภายใต้กลไก Feed-in Tariff (FiT) ตั้งแต่ปี 2556 ถึงปัจจุบัน อย่างไรก็ดียุค FiT ยังคงมีข้อจำกัดและอุปสรรคเชิงโครงสร้างที่ต้องแก้ไข โดยผลการศึกษาได้จำแนกปัญหาสำคัญของการรับซื้อไฟฟ้าออกเป็น 8 ประเด็นหลัก

เริ่มจากการรับซื้อที่ผ่านมาใช้เกณฑ์และเงื่อนไขตายตัวที่กำหนดไว้ล่วงหน้าเป็นหลักในการคัดเลือก ทำให้ขาดความยืดหยุ่นในการสะท้อนคุณค่าแท้จริงต่อระบบไฟฟ้า สัญญาซื้อขายส่วนใหญ่มีระยะเวลาผูกพันระยะยาว และบางประเภทต่ออายุสัญญาอัตโนมัติ ซึ่งสร้างภาระเชิงต้นทุนแก่รัฐ การเปิดรับซื้อครั้งละจำนวนมาก สร้างข้อจำกัดเชิงเทคนิคและความพร้อมระบบส่ง ขณะที่ผู้พัฒนาโครงการยังขาดข้อมูลศักยภาพระบบส่งและความชัดเจนในแนวทางเชื่อมต่อระบบ

อีกทั้ง จำกัดเงื่อนไขที่กำลังผลิตติดตั้ง แทนการประเมินกำลังผลิตที่ระบบต้องการจริง อีกทั้งหลักเกณฑ์การรองรับเทคโนโลยี BESS โครงการไฮบริด (Hybrid) และการให้บริการสนับสนุนระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) ยังไม่มีความชัดเจนพอที่จะจูงใจให้เกิดการลงทุนอย่างเต็มประสิทธิภาพ ประกอบกับสิทธิประโยชน์จากใบรับรองเครดิตการผลิตพลังงานหมุนเวียน (REC) ปัจจุบันถูกกำหนดให้เป็นสิทธิของภาครัฐ ซึ่งจำกัดความยืดหยุ่นและการสร้างมูลค่าเพิ่ม และขั้นตอนอนุญาตโครงการล่าช้า เนื่องจากเกี่ยวข้องกับหลายหน่วยงานกำกับดูแลที่ขาดการทำงานเชิงบูรณาการ

รื้อสูตรต้นทุน แยกรายเทคโนโลยี

ปัญหาเชิงโครงสร้างเหล่านี้ นำไปสู่ความจำเป็นในการทบทวนสมมติฐานทางเทคโนโลยีรายเชื้อเพลิง โดยพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งเป็นสัดส่วนหลักของการจัดหา มีองค์ประกอบต้นทุนหลักคือแผงเซลล์แสงอาทิตย์และระบบประกอบ (BOS) ซึ่งโครงการโซลาร์ทุ่นลอยนํ้า (Floating PV) มีสัดส่วนต้นทุน BOS สูงกว่า เนื่องจากระบบทุ่นยึดโยงและการติดตั้งในนํ้า ขณะที่โซลาร์รูฟท็อป (Rooftop PV) เผชิญต้นทุนต่อหน่วยสูง เพราะขนาดโครงการเล็ก สมมติฐาน Plant Factor เฉลี่ยอยู่ที่ 15-20% อายุการใช้งาน 25-30 ปี และมีอัตราเสื่อมสภาพ 0.4-0.7 %ต่อปี

โซลาร์ลด FiT ดันประมูลคู่ BESS

ดังนั้น พลังงานแสงอาทิตย์ไม่จำเป็นต้องสนับสนุนอัตรา FiT สูงแบบในอดีต แต่ควรเน้นการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ร่วมกับการติดตั้ง BESS เพื่อลดความผันผวนของระบบส่ง

ด้านพลังงานลม ถือเป็นเทคโนโลยีที่มีศักยภาพสูงแต่ผลิตไฟฟ้าได้ผันผวน จึงต้องการแรงจูงใจทางราคาที่เหมาะสมกว่าโซลาร์ และควรคัดเลือกพื้นที่รับซื้อตามศักยภาพลมรายพื้นที่เพื่อช่วยกระจายเวลาการจ่ายไฟให้ระบบมีความสมดุลขึ้น

ดัน Firm Renewable สะท้อนคุณค่าระบบ

ในกลุ่มพลังงานชีวมวลและก๊าซชีวภาพ ผลการศึกษาเสนอว่าควรได้รับการส่งเสริมและประเมินมูลค่าในฐานะพลังงานประเภทเสถียร หรือ Firm Renewable Energy (ทั้งรูปแบบ Firm, Semi-firm หรือ Partial-firm) เนื่องจากสามารถเดินเครื่องจ่ายไฟได้อย่างต่อเนื่องมั่นคง

อย่างไรก็ตาม พลังงานชีวมวลยังมีประเด็นท้าทายเรื่องความเสถียรและราคาเชื้อเพลิงเกษตรเศษวัสดุที่แตกต่างกันแต่ละพื้นที่ ซึ่งต้องการกลไกสะท้อนต้นทุนจริง ส่วนพลังงานนํ้าขนาดเล็กเป็นโครงการเฉพาะพื้นที่ห่างไกลที่ขึ้นกับศักยภาพแหล่งนํ้า โดยไม่จำเป็นต้องมีมาตรการส่งเสริมเป็นการทั่วไป

รวมถึงพลังงานขยะชุมชนและอุตสาหกรรม จัดเป็นเทคโนโลยีที่มีต้นทุนซับซ้อน แต่สร้างคุณค่าทางสังคมและสิ่งแวดล้อมสูงสุด ผ่านการกำจัดการจัดการขยะของประเทศ จึงควรถูกประเมินเป็นนโยบายสิ่งแวดล้อมควบคู่กับการจัดหาพลังงานโดยไม่ตัดสินจากต้นทุนค่าไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว

เปลี่ยนเกมรับซื้อ ยึด System Value

ผลการศึกษา ยังชี้ให้เห็นอีกว่า นโยบายรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของไทยในอนาคต จึงต้องปรับกระบวนทัศน์จากการเน้นปริมาณจัดหา ไปสู่การพิจารณา “คุณค่าต่อระบบไฟฟ้า” (System Value) และการบริหารต้นทุนพลังงานของประเทศอย่างยั่งยืน โดยมีข้อเสนอเชิงนโยบายที่สำคัญคือ การแยกผลิตภัณฑ์พลังงานไฟฟ้า (Energy Product) ออกจากผลิตภัณฑ์กำลังผลิตที่สั่งการได้ (Dispatchable Capacity Product) เพื่อสะท้อนคุณค่าพลังงานและความพร้อมจ่ายจริงแยกจากกัน

พร้อมใช้นวัตกรรมทางสัญญารับซื้ออย่างกลไกรายได้แบบมีพื้น-เพดาน (Floor/Ceiling) เพื่อแบ่งปันความเสี่ยงระหว่างรัฐกับผู้ลงทุนอย่างสมดุล และป้องกันไม่ให้เกิดผลตอบแทนส่วนเกิน อันจะสร้างภาระแก่ประชาชน ควบคู่กับการกำหนดประเมินกำลังผลิตที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) รายช่วงเวลาตามสมรรถนะผลิตจริงเพื่อเสริมความมั่นคงระบบ

ดังนั้น การคัดเลือกโครงการในอนาคต ต้องเปลี่ยนผ่านสู่ระบบประมูลแข่งขันที่โปร่งใส เปิดรับซื้อเป็นรอบต่อเนื่องรายปีและประกาศแผนจัดหาล่วงหน้า โดยนำกลไกราคาตลาดแบบราคาเดียว (Uniform Clearing Price) มาใช้ในกรณีที่มีผู้แข่งขันเพียงพอ หรือกลไกราคาตามเสนอจริง (Pay-as-bid) หากจำนวนผู้แข่งขันตํ่ากว่าเกณฑ์ และกำหนดขอบเขตพื้นที่ และปริมาณรับซื้อให้เหมาะสมสอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงและความความสามารถรองรับของระบบสายส่งไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่เป็นเกณฑ์ตัดสินหลัก เพื่อขับเคลื่อนการจัดหาไฟฟ้าสีเขียวอย่างมั่นคง มีประสิทธิภาพ และนำพาประเทศไทยมุ่งสู่เป้าหมายสังคมคาร์บอนตํ่าได้อย่างยั่งยืน