สมาคม พลังงานลม จี้รัฐทำแผนพัฒนาไฟฟ้า ยันไทยมีศัยกภาพเป็นฮับเอเชียตะวันออกเฉียงใต้

นายวัชรพงศ์ เข็มแก้ว นายกสมาคมพลังงานลม(ประเทศ) เปิดเผยในงานสัมมนา Advancing Thailand Energy Transition with Wind Power ว่าภาพรวมของไฟฟ้าจาก พลังงานลม ในปัจจุบันมีการเติบโตอย่างต่อเนื่อง รวมถึงมีต้นทุนที่ถูกลงอย่างมาก โดยสัดส่วนการผลิตในประเทศไทยในอดีตพลังงานลมอยู่อันดับที่หนึ่ง แม้ปัจจุบันจะอยู่อันดับ 2 รองจากพลังงานแสงอาทิตย์

แต่จากการที่สมาคมฯได้ทำการศึกษาประเทศไทยมีศักยภาพในการผลิต และติดตั้งโครงการพลังงานลม 13,000-17,000 เมกะวัตต์ ในเทคโนโลยีเดิม แต่หากใน 4-5 ปีข้างหน้า มีกังหันลมรุ่นใหม่ออกมาที่ใช้ความเร็วลมต่ำ ประเทศไทยจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้ากว่า 300,000 เมกะวัตต์ โดยพื้นที่ที่เหมาะสมคือภาคอีสาน ซึ่งมากที่สุดในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้

ทั้งนี้เอกชนในประเทศไทยถือว่ามีความพร้อมการดำเนินงานอย่างมาก ทั้งเงินทุนและระบบโครงสร้างพื้นฐาน แต่สิ่งที่ต้องการคือความชัดเจนและแผนงานที่แน่ชัดของรัฐบาล โดยที่ผ่านมามีทั้งบริษัทและกองทุนต่างประเทศที่พร้อมจะเข้ามาลงทุน แต่รอการอนุมัตินานกว่า 9 ปี จนจำเป็นต้องถอนทุนไป

และตลอดระยะเวลา 20 ปีที่ผ่านมา ประเทศไทยเพิ่งทำการอนุมัติให้เดินหน้าติดตั้งเพียง 3,000 เมกะวัตต์เท่านั้น แต่ในปัจจุบันจากการเรียกร้องและพูดคุยกันมาอย่างต่อเนื่อง รัฐบาลเริ่มเห็นความสำคัญ และมีการระบุกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ(พีดีพี) ฉบับใหม่ รวมทั้งสิ้น 10,000 เมกะวัตต์

“ปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานลมมีสัดส่วนไม่ถึง 4% ของภาพรวมการผลิตทั้งหมด ซึ่งเชื่อว่าในสัดส่วนเท่านี้ ไม่ได้ทำให้ค่าไฟแพงขึ้นแน่นอน หากเทียบกับสัดส่วนอื่น ๆ ขณะที่การรับซื้ออยู่ที่ 3.10 บาทต่อหน่วย ซึ่งมั่นใจว่าหากมีการพัฒนาเทคโนโลยีอย่างต่อเนื่อง จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากลมนั้นลดต่ำกว่า 3 บาทต่อหน่วยอย่างแน่นอน”นายวัชรพงศ์ กล่าว

น.ส.อารีพร อัศวินพงศ์พันธ์ นักวิชาการนโยบายพลังงาน สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (ทีดีอาร์ไอ) เปิดเผยว่า การแก้ปัญหาค่าไฟที่โครงสร้าง ได้แก่ 1.โครงสร้างราคาก๊าซ โดยราคานำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว(แอลเอ็นจี) ไม่สะท้อนการแข่งขัน จึงต้องสนับสนุนให้ราคาก๊าซนำเข้าสะท้อนการแข่งขันทางด้านราคา

2. การคิดค่าผ่านท่อ และค่าแปรสภาพก๊าซ โดย การเก็บค่าผ่านท่อ (T) ที่ยังไม่สะท้องต้นทุนใช้งานที่แท้จริง จึงต้องตรวจสอบให้การคิดค่าผ่านท่อมีการสะท้อนต้นทุนการสร้างตามอายุการใช้งานที่แท้จริง รวมถึงต้องคิดผลตอบแทนจากเงินลงทุน โดยพิจารณาจากสินทรัพย์ท่อก๊าซที่อยู่ในการกำกับดูแลในส่วนที่มีการใช้งานอยู่แล้วเท่านั้น ควรมีการทบทวนการจองท่อ โดยให้มีการระบุถึงปริมาณความต้องการจากผู้ใช้ร่วมกับปริมาณการจองจาก Shipper แต่ละราย

3. การใช้แอลเอ็นจีเทอร์มินอลที่ปัจจุบันยังไม่ได้มีการ ใช้งานเต็มประสิทธิภาพ แต่มีการเปิดเทอร์มินอลใหม่ โดยควรกำหนดแนวทางการใช้งานแอลเอ็นจีเทอร์มินอล และ 4. ค่าความพร้อมจ่าย (AP) โดยการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าสูงเกิน ความเป็นจริงมาก ส่งผลให้ไฟสำรองสูง มากกว่า 37%

โดยต้องยกเลิกการสร้างโรงไฟฟ้าที่ไม่จำเป็น โดยทบทวนการคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า เพื่อลดต้นทุนการสร้างโรงไฟฟ้าที่ไม่จำเป็น สำหรับโรงไฟฟ้าที่จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง ควรยกเลิกการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว แต่ถ้าต้องทำสัญญาควรทบทวนให้มีการปรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าร่วมกันรับผิดชอบต้นทุนการก่อสร้าง เพื่อลดภาระค่าความพร้อมจ่าย

“ในระยะสั้นรัฐต้องหยุดการสร้างโรงไฟฟ้าฟอสซิลขนาดใหญ่ หยุดการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว ส่วนในระยะกลางต้องมีการใช้ศักยภาพเทคโนโลยีด้านพลังงานให้ โดยการเพิ่มสัดส่วนผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์รวมถึงระบบการกักเก็บพลังงานสำรองให้มากขึ้น ทำให้ต้นทุนถูกลง และในระยะยาวต้องปรับระบบการผลิตการซื้อขายไฟโดยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้า โครงการโซลาร์เซลล์ภาคประชาชน เร่งเปิดตลาดไฟฟ้าเสรีด้วยพลังงานสะอาด”น.ส.อารีพร กล่าว