DW ให้ข้อมูลเกี่ยวกับเหตุการณ์ไฟฟ้าดับครั้งใหญ่ในประเทศสเปนและโปรตุเกสโดยมีข้อสังเกตว่า ความมั่นคงแน่นอนของระบบโครงข่ายไฟฟ้านั้นอาจมีสาเหตุจากการที่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนมากยิ่งขึ้น ประเทศสเปนมีเป้าหมายการใช้พลังงานหมุนเวียนถึงร้อยละ 81 ในปี ค.ศ. 2030 ซึ่งในปี ค.ศ. 2024 ที่ผ่านมาสเปนทำสถิติใช้พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตจากแสงอาทิตย์ถึงร้อยละ 56 ซึ่งเกือบเป็นสองเท่าของอัตราการเติบโตของทวีปยุโรป
คำถามที่เกิดขึ้นคือ ไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนที่มีสัดส่วนมากขึ้นจะหมายถึงการที่ความผันผวนไม่แน่นอนที่มากขึ้นเป็นเงาตามตัวเสมอไปหรือไม่ ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสามารถถูกพัฒนาให้มีความ "สมาร์ทขึ้น" และรองรับการผลิตและใช้พลังงานหมุนเวียนที่จะต้องมีสัดส่วนมากขึ้นได้หรือไม่ จะมีการลงทุนเพื่อทำให้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าประเทศไทยสามาถทำให้ระบบพลังงานมีความมั่นคงเชื่อถือได้และขณะเดียวกันก็รองรับการซื้อขายและไหลของไฟฟ้าที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนมากขึ้นได้หรือไม่? หากการลงทุนนี้มีต้นทุนสูง รัฐจะสามารถเปิดโอกาสให้เอกชนลงทุนเพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดได้หรือไม่?
หน่วยงานความร่วมมือเพื่อกำกับดูแลกิจการพลังงานของยุโรป (European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators หรือ "ACER") ให้ข้อมูลว่า เมื่อวันที่ 28 เมษายน ค.ศ. 2025 ได้เกิดเหตุไฟฟ้าดับขนาดใหญ่ (Large-Scale blackout) ในประเทศสเปนและโปรตุเกส และการหยุดชะงักของการจัดหาไฟฟ้าอย่างกว้างขวางในคาบสมุทรไอบีเรีย และพื้นที่บริเวณพรมแดนใกล้กับฝรั่งเศสบางส่วนก็ได้รับผลกระทบด้วย ปัญหาความมั่นคงทางพลังงานดังกล่าวถูกแก้ไขโดยการนำเอาไฟฟ้าเช่นไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานน้ำและการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายจากฝรั่งเศสและโมร็อกโก
สาเหตุของไฟฟ้าดับครั้งใหญ่ดังกล่าวนั้นยังคงอยู่ระหว่างการสอบสวน อย่างไรก็ตาม Reuters ได้ให้ข้อมูลในวันที่ 14 พฤษภาคม ค.ศ. 2025 ว่าโฆษกของ Red Electrica de Espana (REE) ซึ่งเป็นผู้ประกอบกิจการระบบโครงข่ายไฟฟ้าในระดับชาติของสเปนอธิบายว่า เหตุของการสูญเสียไฟฟ้าในระบบนั้น "เป็นเหตุที่เกิดขึ้นนอกระบบโครงข่าย" และเป็นไปได้ว่าจะเกิดปัญหา ณ โรงไฟฟ้าหรือระบบโครงข่ายขนาดเล็กที่ไม่เป็นของ REE นอกจากนี้ ความผันผวนและแรงดันไฟฟ้าที่มากเกินส่วน (Excessive Voltage) ในช่วงวันก่อนเหตุไฟฟ้าดับยังอาจเป็นสาเหตุของวิกฤตพลังงานนี้
ข้อมูลจากเว็บไซด์ 101 (โดยวรภา หฤษฎางค์กูร) ยังได้เผยแพร่บทความชื่อ "ปริศนาไฟดับสเปน-โปรตุเกส ถ้าเกิดที่ไทย จะรับมือไหวไหม?" ให้ข้อมูลว่ารายงานเบื้องต้นของ REE ระบุว่า สายส่งไฟฟ้าแรงสูงทางภาคใต้ของสเปนขาดการเชื่อมต่อ ซึ่งเป็นพื้นที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอย่างพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลม ซึ่งในวันเกิดเหตุ พลังงานหมุนเวียนมีสัดส่วนสูงถึงร้อยละ 70 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในสเปน จึงอาจทำให้ระบบรับมือกับความผันผวนหรือเหตุขัดข้องได้น้อยลง
อย่างไรก็ตาม รัฐมนตรีซึ่งรับผิดชอบงานด้านสิ่งแวดล้อมของสเปน (Sara Aagesen) กล่าวว่าเหตุการณ์นี้เป็นเหตุที่ปราศจากการเตือนใด ๆ ในขณะที่การใช้ไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนที่มากขึ้นและแผนที่จะยกเลิกการใช้พลังงานนิวเคลียร์ในปี ค.ศ. 2035 เป็นประเด็นหนึ่งที่กำลังถูกตรวจสอบ อย่างไรก็ตาม Sara Aagesen ได้ให้ความเห็นแย้งว่านโยบายพลังงานหมุนเวียนนั้นช่วยทำให้ค่าไฟฟ้าในภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจลดลงและช่วยดึงดูดการลงทุน อีกทั้งช่วยให้ประเทศสามารถพึ่งพาพลังงานที่ผลิตเองได้ในยุคของความไม่แน่นอนจากภูมิรัฐศาสตร์
Sara Aagesen ยังกล่าวต่อไปว่าระบบไฟฟ้าของสเปนนั้นจะยังคงรักษาระดับของพลังงานหมุนเวียนเดียวกับช่วงก่อนไฟฟ้าดับ "สัดส่วนการผลิตที่มีไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มากในระบบโครงข่ายไฟฟ้านั้นจะช่วยลดความเสี่ยงจากภายนอกและช่วยให้เราสามารถตอบสนองต่อเหตุการณ์ต่าง ๆ ได้ดียิ่งขึ้น"
เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2568 สถาบันวิจัยพลังงาน ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จึงจัดการบรรยายเรื่อง "ไฟดับครั้งใหญ่ในยุโรป : บทเรียนจากสเปน-โปรตุเกส 2025 และแนวทางรับมือและออกแบบระบบพลังงานอย่างสมดุล" จากการวิเคราะห์เชิงเทคนิค เหตุการณ์ไฟดับในคาบสมุทรไอบีเรียครั้งนี้เกิดจากความซับซ้อนของหลายปัจจัย ทั้งการขาดความยืดหยุ่นในโครงข่ายไฟฟ้า การพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูง โดยไม่มีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage) ที่เพียงพอ รวมถึงสภาพอากาศสุดขั้ว (Climate Anomaly) ที่ก่อให้เกิดคลื่นความร้อนและลมแรงผิดปกติ ส่งผลให้สายส่งไฟฟ้าเสียหายเป็นวงกว้างในเวลาอันสั้น
ข้อค้นพบสำคัญประการหนึ่งของการบรรยายคือ ภายใต้บริบทของการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศที่รุนแรงขึ้นในทุกภูมิภาค ระบบพลังงานไม่อาจพึ่งพาความเสถียรแบบเดิมได้อีกต่อไป ความสามารถในการฟื้นตัว (Resilience) และความยืดหยุ่นของโครงข่ายจึงเป็นหัวใจสำคัญของการออกแบบระบบพลังงานในอนาคต โดยเฉพาะอย่างยิ่งในประเทศที่กำลังเร่งเปลี่ยนผ่านพลังงานอย่างไทยและอาเซียน
จากบทเรียนของยุโรปชี้ให้เห็นถึงความจำเป็นในการลงทุนเชิงระบบ เช่น การปรับปรุงโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Modernization) ให้สามารถรับมือกับเหตุการณ์สุดขั้ว การพัฒนาและกระจายการใช้ระบบกักเก็บพลังงาน การจัดสรรสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนอย่างมีแผน ควบคู่กับพลังงานสำรอง และการสร้างระบบเตือนภัยและฟื้นฟูระบบอย่างรวดเร็วเมื่อเกิดเหตุไฟฟ้าดับ
PWC ให้คำอธิบายในบทความชื่อ "Grid Modernization For Electric And Gas Utilities A Strategy For Success" ว่า ในทางเทคนิคแล้ว ระบบโครงข่ายนั้นถูกพัฒนาโดยอาศัยเทคโนโลยีที่เพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบโครงข่ายไฟฟ้าด้วยการทำให้ระบบโครงข่ายกลายเป็น "Smart Grid" นำเอามิเตอร์อัจฉริยะมาใช้ ทำให้การจ่ายไฟฟ้าเป็นโดยระบบอัตโนมัติ ระบบโครงข่ายที่จะต้องสามารถรองรับการไหลเวียนพลังงานสองทิศทาง (Two-Way Power Flow) อีกทั้งยังจะต้องมีศักยภาพที่จะป้องกันภัยทางไซเบอร์อีกด้วย
Climate Finance Network Thailand (CFNT) (โดยรพีพัฒน์ อิงคสิทธิ์) ได้เผยแพร่บทความชื่อ "สมาร์ทกริด เทคโนโลยีจำเป็น ก่อนเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานหมุนเวียน" ได้สรุปความแตกต่างระหว่างระบบสายส่งไฟฟ้าแบบเดิมกับระบบสมาร์ทกริดเอาไว้ว่าระบบโครงข่ายไฟฟ้าแบบเดิมมักจะจัดการด้วยระบบจักรกล ควบคุมด้วยมนุษย์ และใช้เซ็นเซอร์จำนวนไม่มาก ส่วนระบบโครงข่ายแบบสมาร์ทนั้นจะจัดการด้วยระบบดิจิทัล ควบคุมด้วยระบบอัตโนมัติ และใช้เซ็นเซอร์จำนวนมาก ระบบโครงข่ายแบบสมาร์ทจะรองรับไฟฟ้าไหลสองทาง (ผู้บริโภคสามารถรับไฟและจ่ายไฟเข้าสายส่งได้) ในขณะที่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าแบบดั้งเดิมนั้นมักจะรองรับไฟฟ้าไหลทางเดียว (ผู้บริโภคสามารถรับไฟฟ้าจากสายส่งได้ทางเดียว)
ประเทศไทยมี "แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทยพ.ศ. 2558-2579" อธิบายองค์ประกอบของสมาร์ทกริดเอาไว้ว่า ระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดมีองค์ประกอบพื้นฐานทางด้านเทคโนโลยีที่มีคุณสมบัติสามารถตรวจวัดรับส่งสัญญาณข้อมูลและทำงานร่วมกับอุปกรณ์และระบบไฟฟ้าอื่นๆ ได้ ซึ่งเป็นเทคโนโลยีในกลุ่มต่างๆ ทั้งฮาร์ดแวร์ (Hardware) ซอฟท์แวร์ (Software) พีเพิลแวร์ (Peopleware) เช่น เทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสาร (Information and Communication Technology, ICT) เทคโนโลยีการผลิตพลังงานไฟฟ้า การส่งจ่ายไฟฟ้า เทคโนโลยีการควบคุมโครงข่ายไฟฟ้าอัตโนมัติ เทคโนโลยีสมาร์ทมิเตอร์(Advanced Metering Infrastructure, AMI), การปรับความต้องการไฟฟ้า (Demand Response) และเทคโนโลยีการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า (Energy Management System, EMS) ได้แก่ ภายในบ้าน (Home EMS, HEMS), ภายในอาคาร (Building EMS, BEMS), ภายในโรงงาน (Factory EMS, FEMS) และภายในชุมชน (Community EMS, CEMS) เป็นต้น
เพื่อการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดเป็นสิ่งที่ต้องมีการ "ลงทุน" และเป็นการลงทุนที่ "แพง" อีกด้วย PWC ได้เผยแพร่บทความชื่อ "Laying The Foundation For Sustainable, Long-Term Resiliency And Growth In Utilities" ให้ข้อมูลว่าการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบโครงข่ายสมาร์ท กริดในสหรัฐอเมริกานั้นจะต้องใช้เงินถึง 2 ล้านล้านดอลลาร์สหรัฐภายในปี ค.ศ. 2030 เมื่อการพัฒนาต้องใช้เงินลงทุนจึงเกิดคำถามตามมาว่า การไฟฟ้าทั้งสามจะหาเงินมาจากแหล่งทุนใด หากไม่ใช้เงินจากงบประมาณของรัฐบาลแต่ให้เอกชนลงทุนก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบโครงข่ายได้หรือไม่?
คำตอบคือ "ได้" ทางเลือกที่การไฟฟ้าในฐานะหน่วยงานของรัฐจะให้เอกชน "จ่ายเงินไปก่อน" และให้การไฟฟ้าใช้งานระบบโครงข่ายที่ถูกพัฒนาแล้วแก่ผู้ใช้พลังงานและผู้ประกอบกิจการพลังงาน สามารถเกิดขึ้นได้ในรูปแบบของการทำโครงการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน (Public-Private-Partnership (PPP)) ในรูปของโครงการ PPP Gross Cost
PPP Gross Cost คือการให้เอกชนลงทุน โดยรัฐเป็นผู้ดำเนินการจัดเก็บรายได้เองทั้งหมด หากแต่จะว่าจ้างให้เอกชนทำหน้าที่เป็นผู้ดำเนินการบำรุงรักษา โดยเอกชนจะได้รับผลตอบแทนจากรัฐ ตามมาตรฐานการดำเนินงานและอัตราที่ตกลงกัน (Fixed Payment) โดยการลงทุนในลักษณะนี้ เอกชนจะได้รับผลประโยชน์ในรูปของค่าดำเนินการบำรุงรักษา (Maintenance) ซึ่งรัฐจะเป็นผู้กำหนดค่าบริการ และจัดเก็บรายได้ ส่วนรูปแบบการบริหารจัดการและบำรุงรักษา เป็นการจ้างเอกชนผู้ได้รับสัมปทาน ในค่าจ้างอัตราคงที่ที่ได้กำหนดตกลงไว้ในสัญญา
ในกรณีนี้ กฟผ. กฟน. หรือ กฟภ. สามารถมอบหมายให้เอกชนลงทุนก่อสร้างหรือพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าซึ่งเป็นกิจการเกี่ยวกับโครงสร้างพื้นฐานและบริการสาธารณะตามมาตรา 7 วรรคหนึ่ง (6) แห่งพระราชบัญญัติการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน พ.ศ. 2562 และกำหนดให้เอกชนผู้รับสิทธิดำเนินโครงการนั้นต้องโอนกรรมสิทธิ์ในตัวโครงข่ายและทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องให้กับการไฟฟ้าในฐานะหน่วยงานเจ้าของโครงการ โดยการไฟฟ้าจะเป็นผู้ใช้งานระบบโครงข่ายนี้และเก็บค่าบริการที่เกี่ยวข้องกับการใช้งานระบบโครงข่ายในฐานะต้นทุนที่แท้จริงของการประกอบกิจการพลังงาน รายรับนี้จะถูกนำมาทยอยจ่ายคืนให้กับเอกชนผู้รับสิทธิดำเนินโครงการ
นอกจาก กฟผ. กฟน. และ กฟภ. แล้ว หน่วยงานของรัฐที่อาจดำเนินโครงการก่อสร้างสมาร์ทกริดยังอาจเป็นสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) หาก คณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) ได้เห็นชอบแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานและระบบสาธารณูปโภคสำหรับในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก โดยกำหนดให้มีเมืองหรือพื้นที่ที่มีระบบโครงข่ายพลังงานแบบอัจฉริยะซึ่งมีศักยภาพรองรับการซื้อขายและส่งมอบหน่วยไฟฟ้าแบบกระจายตัวในพื้นที่ระหว่างเอกชนเป็นโครงการใหม่ (Greenfield Project) ไม่ได้เป็นการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าเดิม
กพอ. สามารถกำหนดให้ สกพอ. เป็น Operator เมื่อ สกพอ. ต้องลงมือดำเนินการก็จำเป็นที่จะต้องมีการลงทุนเพื่อก่อสร้าง ใช้งาน และบำรุงรักษาระบบโครงข่ายไฟฟ้า ความท้าทายของ สกพอ. นั้นจะมีทั้งการต้องหาเงินทุนและยังจะต้องมีศักยภาพในการใช้งานตลอดจนบำรุงรักษาระบบโครงข่ายนี้อีกด้วย
ตามมาตรา 15 วรรคหนึ่ง (8) แห่งพระราชบัญญัติเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก พ.ศ. 2561 ที่บัญญัติให้ สกพอ. มีหน้าที่และอำนาจในการลงทุนหรือร่วมลงทุนกับบุคคลอื่นทั้งในประเทศและต่างประเทศเพื่อการประกอบกิจการที่เป็นประโยชน์ต่อการพัฒนาเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออกและเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ ดำเนินโครงการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับเมืองพลังงานอัจฉริยะได้
สกพอ. มีทางเลือกคือ "มอบหมายให้เอกชนลงทุนและประกอบการ" ในรูปแบบโครงการ PPP Net Costโดยมอบให้เอกชนที่รับสิทธิทั้งลงทุนก่อสร้าง บำรุงรักษา และใช้งานระบบโครงข่าย โดยเอกชนที่ได้รับสิทธินี้เป็นผู้ให้บริการระบบโครงข่ายแก่ผู้ใช้บริการระบบโครงข่ายโดยเป็นผู้เรียกเก็บค่าบริการจากผู้ใช้บริการระบบโครงข่าย เช่น หากมีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนภายในเมืองระหว่างผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า เอกชนที่รับสิทธิประกอบกิจการระบบโครงข่ายนี้อาจเรียกเก็บค่าบริการระบบโครงข่ายตลอดจนค่าบริการอื่นที่เกี่ยวข้องในฐานะต้นทุนที่แท้จริงจากการประกอบกิจการพลังงานได้
โดยสรุปแล้ว ระบบกฎหมายไทยโดยเฉพาะอย่างยิ่งโดยอาศัยพระราชบัญญัติการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน พ.ศ. 2562 ประกอบกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 นั้นมีศักยภาพที่จะเปิดโอกาสให้เอกชนลงทุนเพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดร่วมกับหน่วยงานของรัฐเช่น กฟผ. กฟน. กฟภ. และ สกพอ. เอกชนอาจลงทุนในรูปแบบของโครงการ PPP Gross Cost โดยลงทุนไปก่อนและทยอยได้รับค่าตอบแทนจากการลงทุนจากการไฟฟ้าซึ่งเก็บค่าบริการจากผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ใช้บริการระบบโครงข่าย หรือเอกชนอาจลงทุนในรูปแบบของโครงการ PPP Net Cost ซึ่งเอกชนลงทุนก่อสร้างและใช้งานระบบโครงข่าย (เช่น ในพื้นที่ EEC) และเรียกเก็บค่าบริการระบบโครงข่ายจากผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ใช้บริการระบบโครงข่าย ทั้งนี้ ไม่ว่าจะเป็นการลงทุนรูปแบบใดกฎหมายก็เปิดช่องให้ผู้ลงทุนได้ผลตอบแทนจากการลงทุนจากต้นทุนที่แท้จริงในการประกอบการ
ผศ.ดร.ปิติ เอี่ยมจำรูญลาภ ผู้อำนวยการหลักสูตร LL.M. (Business Law)
หลักสูตรนานาชาติ คณะนิติศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย