ในบรรดาพลังงานทดแทนที่ช่วยกระจายรายได้สู่ชุมชนหรือท้องถิ่นได้มากที่สุด ก็น่าจะเป็นชีวมวล (Biomass) และเมื่อมีการจัดอันดับความสำคัญของพลังงานทดแทนไม่ว่าสำนักไหน ชีวมวลก็จะมาเป็นอันดับต้นๆ ไม่ 1 ก็ 2 แต่เมื่อใดรัฐใช้กลไกรัฐส่งเสริมพลังงานทดแทน ชีวมวลก็มักจะอยู่ในอันดับท้ายๆ เสมอมา โดยเฉพาะอย่างยิ่งโรงไฟฟ้าชุมชนจนถึงประชารัฐดาวเด่นอย่างชีวมวลมักจะต้องรับบัตรคิวคอยยาว
หากจะเปรียบโรงไฟฟ้าจากชีวมวลเหมือนการทำเกษตรอินทรีย์ ซึ่งเป็นสิ่งที่ดีแต่ได้ผลช้าในช่วงต้น และก็มั่นคง ยั่งยืนในระยะยาว ดังนั้น ใครก็ตามที่มีเวลาสั้นๆ สองถึงสามปีจึงจำเป็นต้องลงทุนในเกษตรเคมีที่ใช้ปุ๋ยวิทยาศาสตร์และยาฆ่าแมลงที่ได้ผลเร็วไม่ถึง 6 เดือน เพื่อแบ่งปันผลประโยชน์กัน ในเมื่อเราทราบดีว่า ชีวมวลจะมีส่วนช่วยพัฒนาชุมชนให้มั่นคงและยั่งยืนได้ในระยะยาว เราจึงควรช่วยกันใช้เชื้อเพลิงชีวมวลอย่างประหยัด รู้คุณค่าและปลูกทดแทน ดังนั้น การลงทุนเลือกใช้เทคโนโลยีผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม นอกจากจะช่วยประหยัดเชื้อเพลิงได้กว่า 20% แล้ว ยังจะช่วยให้เราปลอดภัยจากมลพิษอีกด้วย
การใช้เชื้อเพลิงจากชีวมวลอย่างมีประสิทธิภาพ
เชื้อเพลิงชีวมวล (BIOMASS) ในประเทศไทยส่วนใหญ่ได้จากเศษเหลือทิ้งและวัสดุเหลือใช้จากภาคเกษตรอุตสาหกรรม อีกส่วนหนึ่งได้จากการปลูกพันธุ์ไม้โตเร็ว เมื่อรัฐส่งเสริมให้นำมาผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้ภาครัฐ โดยให้อัตราจำหน่ายไฟฟ้าที่จูงใจ ภาคเอกชนจึงมีการใช้เชื้อเพลิงชีวมวลผลิตไฟฟ้าในรูปแบบของไม้สับ (Wood Chip) กันอย่างฟุ่มเฟือยด้วยเทคโนโลยีราคาถูก รวมทั้งนำเข้าเครื่องจักรเก่ามาใช้ จนภาครัฐเกรงว่าจะส่งผลกระทบกับต้นไม้ในบริเวณป่าสงวนหรือเขตอุทยาน จึงสมควรให้มีมาตรการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวมวลอันเป็นทรัพยากรของชาติอย่างมีประสิทธิภาพเท่าที่จำเป็นและมีการปลูกทดแทน เช่น การส่งเสริมให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงต้องเลือกเทคโนโลยีที่ประหยัดเชื้อเพลิงและส่งเสริมให้ใช้เครื่องจักรอุปกรณ์ที่ไม่เคยใช้งานมาก่อน หากดูจากตารางเปรียบเทียบปริมาณการใช้เชื้อเพลิงชีวมวลสำหรับโรงไฟฟ้าขนาด 9.9 MW (VSPP) ด้วยเทคโนโลยีที่แตกต่างกัน การใช้เชื้อเพลิงก็จะแตกต่างกันอย่างเห็นได้ชัด
ความสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงนั้นมาจากความแตกต่างของเทคโนโลยี ซึ่งได้แก่
- การออกแบบระบบการเผาและขนาดของห้องเผา
- ประสิทธิภาพของ Turbine ที่ใช้ไอน้ำมากน้อยไม่เท่ากัน
- Recirculation แก๊สร้อนที่ดึงกลับมาใช้ในระบบ
รัฐจึงควรส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีที่ประหยัดเชื้อเพลิงชีวมวลและปลอดภัยจากมลพิษ โดยอาจเริ่มต้นด้วยการกำหนด Benchmark ของการใช้เชื้อเพลิงชีวมวลที่มีประสิทธิภาพ เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลขนาดน้อยกว่า 10 MW ควรใช้ Wood Chip ที่ค่าความชื้น 40% ไม่เกินวันละ 300 ตัน เป็นต้น
ปัญหาของชีวมวลเกิดจากมีผู้เกี่ยวข้องมากมายในเรื่องของชีวมวล อีกทั้งเป็นพลังงานทดแทนหลักของประเทศไทย ซึ่งมีสภาพภูมิศาสตร์ที่เหมาะสมกับการเจริญเติบโตของพันธุ์ไม้ตลอดปี จึงมีผู้รู้ช่วยสรุปและหาข้อมูลมาแบ่งปันกัน ดังนี้
ปัญหา Demand over Supply เนื่องจากภาครัฐในอดีตเปิดรับซื้อแบบไม่จำกัด ไม่มีโซนนิ่งจึงเกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิงราคาเชื้อเพลิงจึงพุ่งสูงขึ้น
- SPP กำลังผลิตติดตั้ง 928 MW (ปริมาณขาย 631 MW)
- VSPP กำลังผลิตติดตั้ง 1,976 MW (ปริมาณขาย 1,191 MW)
- กำลังผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าชีวมวลรวมทั้งสิ้น = 2,904 MW
- โรงไฟฟ้ากากอ้อย 1,699 MW (59%)
- โรงไฟฟ้าแกลบ 362 MW (12%)
- โรงไฟฟ้าทะลายปาล์มเปล่า (EFB) 124 MW (4%)
- โรงไฟฟ้าไม้สับและอื่นๆ 719 MW (25%)
- กำลังผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้ากากอ้อย แกลบ และ EFB = 2,185 MW หรือคิดเป็น 75% ของโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้งหมด
- โรงไฟฟ้ากากอ้อย กำลังผลิตติดตั้ง
- SPP 652 MW, VSPP 1,047 MW รวม 1,699 MW
- Demand กากอ้อยในอัตรา 2.71 กก./kWh ที่ PF 70% = 28,241,815 ตัน/ปี (รวมที่ใช้ในการผลิตไอน้ำสำหรับโรงงานน้ำตาลจากระบบ Co-generation)
- ผลผลิตอ้อยปี พ.ศ. 2559 = 93,000,000 ตัน/ปี
- Supply กากอ้อย 28% = 26,040,000 ตัน/ปี
- กากอ้อยคงเหลือ 26,040,000 – 28,241,815 = (2,201,815) ตัน/ป
- โรงไฟฟ้าแกลบ กำลังผลิตติดตั้ง
- SPP 106 MW, VSPP 256 MW รวม 362 MW
- Demand (1) โรงไฟฟ้าแกลบในอัตรา 1.30 กก./kWh ที่ PF 70% = 2,887,234 ตัน/ปี
- Demand (2) ภาคความร้อน
- โรงสีข้าว 1,272,000 ตัน/ปี
- โรงเผาอิฐ 470,903 ตัน/ปี
- ฟาร์มไก่ 274,088 ตัน/ปี
- โรงปูนซิเมนต์ 100,000 ตัน/ปี
- โรงงานอื่นๆ เช่น โรงงานผงชูรส และโรงฟอกย้อม 431,000 ตัน/ปี
- โรงไฟฟ้ากากอ้อย (ที่ขาดไป 2,201,815 / 2) = 1,100,908 ตัน/ปี
- อื่นๆ และสูญหาย 5% = 318,000 ตัน/ป
- รวม Demand (1)+(2) = 6,854,133 ตัน/ปี
- ผลผลิตข้าวเปลือกปี พ.ศ. 2559 = 31,800,000 ตัน/ปี
- Supply แกลบ 20% = 6,360,000 ตัน/ปี
- แกลบคงเหลือ 6,360,000 – 6,854,133 = (494,133) ตัน/ปี
- โรงไฟฟ้าทะลายปาล์มเปล่า (EFB:Empty Fruit Bunch) กำลังผลิตติดตั้ง
- SPP 9.9 MW, VSPP 113.6 MW รวม 124 MW
- Demand (1) โรงไฟฟ้า EFB ในอัตรา 3.30 กก./kWh ที่ PF 70% = 2,499,097 ตัน/ปี
- Demand (2) ภาคความร้อนและเพาะเห็ดและสูญหาย 5% = 126,500 ตัน/ปี
- รวม Demand (1)+(2) = 2,625,597 ตัน/ปี
- ผลผลิตผลปาล์มทะลายปี พ.ศ. 2559 = 11,000,000 ตัน/ปี
- Supply EFB 23% = 2,530,000 ตัน/ปี
- EFB คงเหลือ = 2,530,000 – 2,625,597 = (95,597) ตัน/ปี
- เมื่อโรงไฟฟ้าชีวมวลใดขาดแคลนเชื้อเพลิง จะเกิดภาวะแย่งซื้อชีวมวลอื่นในตลาด เช่น กากอ้อย ขาด ใช้แกลบ, แกลบ ขาด ใช้ไม้, ไม้ขาด ใช้ EFB, EFB ขาด ใช้ไม้
|
สถานการณ์การรับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลโดยรวมในปัจจุบัน
ในสถานการณ์ที่รัฐรับซื้อไฟฟ้าหลายราคาไม่เท่ากัน เทคโนโลยีที่ประหยัดเชื้อเพลิงจึงถูกหยิบยกขึ้นมาวางบนโต๊ะอีกครั้ง ถ้าโรงไฟฟ้าชีวมวล VSPP ขนาด 9.9 MW สามารถประหยัดเชื้อเพลิงได้ต่ำกว่ามาตรฐานการสำรองเชื้อเพลิงของกรมโรงงานอุตสาหกรรม คือ 420 ตัน/วัน โดยลดการใช้เชื้อเพลิงลงเหลือ 300 ตัน/วัน หากอนาคตโรงไฟฟ้าชีวมวลมีมากถึง 5,000 MW ก็ลองคูณตัวเลขดูกันเองว่าจะประหยัดเชื้อเพลิงเป็นมูลค่าเท่าไรต่อปี การปรับเปลี่ยนเทคโนโลยี โดยใช้เชื้อเพลิงเดิมจึงเป็นเรื่องที่ทาง กกพ. ควรอนุมัติได้โดยไม่ต้องหาหลังพิงก็ยังปลอดภัย
เรามาฟังความเห็นจากบุคคลในวงการชีวมวล ทั้งภาครัฐและเอกชน ถึงมุมมองที่แต่ละท่านมีต่อโครงการชีวมวล
คุณอุดมศักดิ์ แก้วศิริ
กรรมการผู้จัดการ
บริษัท ลาวี เอ็นจิเนียริ่ง (ประเทศไทย) จำกัด
จากประสบการณ์สร้างโรงไฟฟ้าทั่วประเทศกว่า 20 ปี ด้วยเทคโนโลยี LAWI ประเทศเยอรมนี ซึ่งปลอดภัยจากมลพิษและประหยัดเชื้อเพลิงกว่าระบบทั่วๆ ไป ถึง 20% ในภาวการณ์แย่งชิงด้านเชื้อเพลิง เนื่องจากราคาขายไฟฟ้ามีหลายราคาด้วยแล้ว การลงทุนด้วยเทคโนโลยีที่สูงขึ้น เป็นเรื่องที่เจ้าของกิจการหรือผู้บริหารต้องตระหนักเป็นอันดับแรก
เทคโนโลยี LAWI เป็นกระบวนการใช้ความร้อนที่ควบคุมอุณหภูมิได้และมีการเผา 2 ครั้ง ช่วยให้ปลอดภัยจากมลพิษ โดยเฉพาะอย่างยิ่งการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลและขยะ การผลิตไฟฟ้าไม่ว่าจากเชื้อเพลิงใดก็ตาม ผู้สร้างและผู้บริหารจัดการจะต้องคำนึงถึงด้านสิ่งแวดล้อมและผลกระทบที่มีต่อชุมชนเพื่อให้โครงการมั่นคง และยั่งยืนในระยะยาว
คุณอดิศักดิ์ ชูสุข
ผู้อำนวยการกลุ่มชีวมวล
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.)
ผู้สำเร็จหลักสูตรพลังงานเพื่อผู้บริหาร (EEP) รุ่นที่ 2 ส.อ.ท.
การใช้ชีวมวลเพื่อเป็นพลังงานทดแทนมีการใช้ 2 ภาคส่วน คือ เพื่อผลิตความร้อน และผลิตไฟฟ้า ปัจจุบันเชื้อเพลิงชีวมวลได้มาจากผลพลอยได้จากการเกษตรเป็นหลัก อาทิ เศษไม้ยางพาราที่ได้จากการโค่นยาง กะลาปาล์ม เส้นใยปาล์ม แกลบ และชานอ้อย เป็นต้น ทำให้ทั้งสองภาคส่วนจะประสบปัญหาเดียวกัน คือ ปริมาณเชื้อเพลิงชีวมวลไม่เพียงพอกับความต้องการ
ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 หรือ แผน AEDP 2015 มีเป้าหมายการใช้ชีวมวลในการผลิตไฟฟ้าจำนวน 5,570 MW และผลิตความร้อน 22,100 ktoe การจะเดินไปสู่เป้าหมายของแผนฯ หากยังพึ่งพาผลพลอยได้จากการเกษตรอย่างทุกวันนี้อาจไปไม่ถึงเป้าแน่นอน ภาครัฐและเอกชนต้องร่วมกันแก้ปัญหาโดยการปลูกพืชมาผลิตเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล โดยภาครัฐจะต้องสร้างกลไกหรือแก้ไข กฎระเบียบ กฎหมายที่เกี่ยวข้องให้ครบวงจร ตั้งแต่ปลูกพืช การตัด การขนส่ง การแปรรูป และการใช้ อาทิ การผลิตไฟฟ้า ภาครัฐ เปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ Semi-Firm หรือ แบบ Firm จากเชื้อเพลิงชีวมวล ในพื้นที่ที่มีไฟฟ้าไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ โดยกำหนดเงื่อนไขให้โรงไฟฟ้าดังกล่าวต้องใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ในราคาที่เป็นธรรม (ต้องหารือร่วมกันและภาครัฐกำหนด/ประกาศราคาแนะนำ) ส่วนภาคความร้อนภาครัฐก็ดำเนินการเช่นเดียวกัน โดยการส่งเสริมให้เกษตรกรปลูกและแปรรูปเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล และกำหนดมาตรการให้โรงงานอุตสาหกรรมปรับเปลี่ยนเครื่องจักรมาใช้เชื้อเพลิงชีวมวล
การดำเนินการในลักษณะแบ่งหน้าที่กันทำ โดยทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้องในวงจรธุรกิจ (ผู้ปลูก ผู้แปรรูป และผู้ใช้) อยู่ได้จะทำให้วงจรธุรกิจเดินได้เองและขยายผลไปเรื่อยๆ ในทางกลับกันหากผู้เกี่ยวข้องส่วนใดส่วนหนึ่ง (ผู้ปลูก ผู้แปรรูป และผู้ใช้) อยู่ในวงจรธุรกิจไม่ได้ ส่วนอื่นๆ ก็ล้มตามกันไป
คุณนที สิทธิประศาสน์
ประธานชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
รองประธาน กลุ่มอุตสาหกรรมพลังงานทดแทน
สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย
ถึงแม้โรงไฟฟ้าชีวมวลจะมีศักยภาพสักเพียงใดก็ตามแต่ก็ยังมีปัญหามากดังเช่นปัญหาที่ชาวโรงไฟฟ้าชีวมวลประสบอยู่นี้ คือ ปัญหาค่าไฟฟ้าสองราคาในอดีตราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP และ VSPP อยู่ในระดับใกล้เคียงกัน แม้ว่าสูตรคำนวณราคาจะต่างกัน เนื่องจากเป็นโครงสร้างราคาแบบต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) ของ กฟผ. โดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนใหญ่ Avoided Cost คือ ใช้ต้นทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าน้ำมันเตา หรือโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ หรือโรงไฟฟ้าถ่านหิน ของ กฟผ. มาใช้กับโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวลที่มีต้นทุนสูงกว่า จึงไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ในขณะที่ต้นทุนเชื้อเพลิงก็อิงราคาเชื้อเพลิงฟอสซิล แต่ก็นำมาใช้กับโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล การออกนโยบายในอดีตนั้น ถือว่าเป็นหลักการที่ถูกต้อง เพราะไม่มีราคากลาง สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวลให้อ้างอิงเหมือนฟอสซิล และมาทดแทนการสร้างโรงไฟฟ้าของ กฟผ. (สูตรอิงน้ำมันเตามีราคาสูงสุดแต่มีสัดส่วนเพียง 3% ของโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้งหมด) VSPP Adder ก็เป็น Avoided Cost เช่นเดียวกัน เพราะอิงราคาขายส่งของ กฟผ. ซึ่งอิงราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักบวกค่า Ft
ปัญหาเรื่องการแย่งชิงเชื้อเพลิงชีวมวลและราคาเชื้อเพลิงชีวมวลเพิ่มสูงขึ้นจะไม่เกิดขึ้น หากในอดีตมีการอนุมัติโรงไฟฟ้าชีวมวลให้พอเพียงกับเชื้อเพลิงชีวมวลที่มีอยู่ ปัญหาเรื่องการแข่งขันอย่างไม่เป็นธรรมในการซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลจะไม่เกิดขึ้น หากราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ในระดับใกล้เคียงกัน กำลังซื้อไม่ต่างกัน แต่เมื่อมีการออกนโยบายราคา Feed-in-Tariff (FiT) ที่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของโรงไฟฟ้าชีวมวล กลับมีการเลือกปฏิบัติโดยให้ FiT สำหรับ VSPP แต่ไม่ให้ SPP ซึ่งมีสัญญา PPA มาก่อนและมีขายแบบ Firm ด้วย หากไม่ได้ค่าไฟฟ้าเท่ากัน คือ 4.24 บาท กับ 2.80 บาท จะทำให้โรงไฟฟ้า SPP แบบ Firm ต้องหยุดดำเนินการประมาณ 200 MW เหตุเพราะรับภาระขาดทุนต่อไม่ไหว ปัจจุบัน VSPP FiT มีทั้งสิ้น 1,976 MW ในขณะที่ SPP มี 928 MW อีกทั้ง VSPP FiT มีความต้องการใช้เชื้อเพลิงสูงกว่า และมีกำลังซื้อสูงกว่าจากค่าไฟที่สูงกว่าด้วย
อีกหนึ่งประเด็นที่ยังคงอยู่ในความสนใจ คือ การกำหนดราคา SPP Firm Hybrid ไว้สูงสุดที่ 3.66 บาทด้วยการรับซื้อแบบ Competitive Bidding โดยหลักการแล้ว Competitive Bidding ไม่เหมาะสมกับชีวมวล เพราะเชื้อเพลิงมีความหลากหลาย ต้นทุนเชื้อเพลิงและการจัดการมีความแตกต่างกัน ไม่สามารถเปรียบเทียบแบบ Apple to Apple ได้แต่จะเหมาะสมกับพลังงานลมและแสงอาทิตย์ ผู้ยื่นประมูลต้องปฏิบัติตาม Code of Practice (CoP) ด้วยต้นทุนระดับหนึ่งที่ไม่ได้เปรียบเสียเปรียบกัน แต่ความได้เปรียบจะเกิดจากผู้ที่เป็นเจ้าของเชื้อเพลิงและมีต้นทุนชีวมวลที่ต่ำกว่า รวมถึงมีต้นทุนทางการเงินที่ต่ำกว่า ซึ่งเป็นกลุ่มบริษัทใหญ่ที่น่าจะได้เปรียบมากกว่า การพัฒนาชีวมวลจากพืชพลังงานอาจไม่สามารถทำได้เพราะมีต้นทุนที่สูงกว่าไม่สามารถแข่งขันได้ และการแข่งขันราคาอาจทำให้ได้ต้นทุนไฟฟ้าที่ราคาถูก แต่อาจไม่ได้ประสิทธิภาพและความมั่นคงของระบบโดยรวม
