ระบบติดตามการใช้พลังงาน: คู่มือลดค่าไฟโรงงานในไทย ปี 2026

ค่าไฟขึ้นเรื่อย ๆ แต่ไม่มีใครตอบได้ว่าเครื่องจักรตัวไหนใช้ไปเท่าไร

คำถามที่โรงงานในประเทศไทยถามเข้ามามากที่สุดในช่วงนี้ ก่อนจะพูดถึง ระบบติดตามการใช้พลังงาน ด้วยซ้ำ คือ “ค่าไฟขึ้นเรื่อย ๆ จะทำอย่างไรดี” แต่เมื่อถามกลับไปว่า “เครื่องจักรตัวไหนใช้ไฟเดือนละเท่าไร” แทบไม่มีโรงงานใดตอบได้ทันที สิ่งที่อยู่ในมือมีเพียงใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าหนึ่งใบต่อเดือน กับตัวเลขรวมของทั้งโรงงานที่พิมพ์อยู่บนนั้น พูดอีกอย่างคือ เรารู้ว่าจ่ายไปเท่าไร แต่ไม่รู้ว่าเงินก้อนนั้นเกิดจากอะไร การเริ่มกิจกรรมประหยัดพลังงานในสภาพเช่นนี้ ผลลัพธ์จะขึ้นอยู่กับโชคมากกว่าการออกแบบ สิ่งแรกที่ ระบบติดตามการใช้พลังงาน เข้ามาแก้คือ “ช่องว่างระหว่างใบแจ้งหนี้กับหน้างานจริง” นี้เอง

ช่องว่างนี้มีรากลึกกว่าที่คิด ในโรงงานส่วนใหญ่ ไฟฟ้าถูกมองว่าเป็น “สิ่งที่มีอยู่แล้วโดยธรรมชาติ” ยอดผลิตถูกสรุปรายวัน อัตราของเสียถูกควบคุมรายกระบวนการ แม้กระทั่งชั่วโมงการใช้งานแม่พิมพ์ยังถูกบันทึก แต่ไฟฟ้ากลับปรากฏตัวเพียงเดือนละครั้งในรูปใบแจ้งหนี้ที่ส่งถึงฝ่ายบัญชี ถ้าเป็นวัตถุดิบ เราจะมีการรับเข้า จ่ายออก และยอดคงเหลือแยกตามรายการสินค้า แต่ไฟฟ้าซึ่งเป็น “วัตถุดิบที่ซื้อเดือนละหลายล้านบาท” กลับถูกใช้ไปโดยไม่มีข้อมูลการบริโภครายรายการเลย เมื่อพูดแบบนี้ จะเห็นได้ชัดว่าสภาพปัจจุบันผิดปกติเพียงใด

ในระยะหลังยังมีแรงกดดันที่ไม่ใช่เรื่องต้นทุนเพิ่มเข้ามาอีก ฝ่ายความยั่งยืนของบริษัทแม่ในญี่ปุ่นขอให้รายงานปริมาณการปล่อย CO2 แยกรายฐานผลิต ลูกค้าที่ส่งออกไปยุโรปสอบถามว่าออกข้อมูลการปล่อยต่อหน่วยสินค้าได้หรือไม่ เอกสารประกอบการพิจารณาสินเชื่อของธนาคารมีช่องให้กรอกแนวโน้มการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิต ทั้งหมดนี้มีคำถามเดียวกันอยู่เบื้องหลัง นั่นคือ “โรงงานของคุณใช้ไฟฟ้าไปกับอะไร เท่าไร” การตอบคำถามนี้ด้วยตัวเลขไม่ได้ กำลังเปลี่ยนจากความไม่สะดวกภายในองค์กร ไปเป็นความเสี่ยงด้านความน่าเชื่อถือต่อภายนอก

ที่สำคัญกว่านั้น บทความนี้จะเริ่มจากเรื่องที่เป็นของประเทศไทยโดยเฉพาะก่อน ไม่ใช่ทฤษฎีสากล เพราะกับดักที่พบบ่อยที่สุดคือการยกวิธีคิดเรื่องประหยัดพลังงานแบบญี่ปุ่นมาใช้ในไทยทั้งดุ้น ในญี่ปุ่นการปรับปรุงจะสะสมอยู่รอบแกน “ลดปริมาณการใช้รวม (kWh) ให้ได้มากที่สุด” และอุปกรณ์เตือนความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดก็แพร่หลายไปแล้วพอสมควร (ข้อมูลของประเทศญี่ปุ่น) แต่ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมของไทยคิดค่าบริการด้วยการผสมกันระหว่างอัตรา TOU ที่ราคาต่อหน่วยเปลี่ยนตามช่วงเวลา กับความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (demand) ที่ตัดสินจากค่าสูงสุดภายในเดือน ดังนั้น “ใช้ตอนไหน” และ “ใช้พร้อมกันแรงแค่ไหน” จึงมีผลต่อค่าไฟโดยตรง ไฟ 1 kWh เท่ากัน แต่จ่ายไม่เท่ากันขึ้นอยู่กับเวลาที่ใช้ การปรับปรุงที่จบลงแค่ “เปลี่ยนหลอดไฟเป็น LED แล้ว” จึงเกิดขึ้นบ่อยอย่างน่าตกใจ

บทความนี้จะเรียงลำดับจากโครงสร้างค่าไฟและกฎเกณฑ์ของไทย ไปสู่ความเป็นจริงของการเดินระบบในโรงงานไทย แล้วจึงค่อยเข้าสู่นิยามของระบบ การออกแบบจุดวัด และการแยกส่วนต้นทุน เพื่อให้ผู้อ่านมีแกนตัดสินใจว่า “จะวัดอะไร เริ่มจากตรงไหน ลงทุนประมาณเท่าไร และจ้างใคร”

โครงสร้างค่าไฟฟ้าโรงงานในประเทศไทย แยกใบแจ้งหนี้ออกเป็นส่วน ๆ

นี่คือหัวใจของบทความ ถ้าต้องการลดค่าไฟโรงงานในไทย สิ่งแรกที่ต้องทำคือแยกโครงสร้างใบแจ้งหนี้ออกให้เข้าใจ เพราะถ้าไม่เข้าใจโครงสร้าง เราจะแยกไม่ออกว่ามาตรการใดได้ผลและมาตรการใดไม่ได้ผล

ค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมของไทยประกอบด้วยองค์ประกอบหลักดังนี้

เริ่มจากอัตราต่อหน่วย ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของไทยงวดเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม ปี 2026 (พ.ศ. 2569) อยู่ที่ประมาณ 3.95 บาทต่อ kWh เพิ่มขึ้นจากงวดก่อนหน้า คือเดือนมกราคมถึงเมษายน ปี 2026 (พ.ศ. 2569) ที่ 3.88 บาทต่อ kWh หรือประมาณ 1.8% (ตัวเลขที่รายงานโดยไวส์ดิจิทัล เป็นข้อมูลของประเทศไทย) ค่า Ft ของงวดนี้อยู่ที่ 0.1623 บาทต่อ kWh กำหนดโดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (ERC) เมื่อเทียบกับอัตราเฉลี่ย 3.95 บาทต่อ kWh คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 4.1% ของอัตราเฉลี่ย

จุดที่ต้องเน้นคือ ค่า Ft มีการปรับทุก 4 เดือน หนึ่งปีมี 12 เดือน จึงหมายความว่าปีหนึ่งมีโอกาสที่อัตราจะขยับ 3 ครั้งโดยไม่เกี่ยวกับความพยายามของโรงงานเลย พูดอีกอย่างคือ ต่อให้เอาค่าไฟเดือนเดียวกันของปีก่อนมาเทียบแล้วบ่นว่า “ปีนี้แพงกว่า” ถ้าแยกไม่ได้ว่าส่วนต่างนั้นมาจากพฤติกรรมการใช้ของเราเองเท่าไร และมาจากการปรับค่า Ft เท่าไร ก็ตัดสินไม่ได้ด้วยซ้ำว่าปรับปรุงสำเร็จหรือไม่ ความหมายเชิงปฏิบัติอย่างหนึ่งของการติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงาน คือการทำให้แยก “ปัจจัยภายใน” ออกจาก “ปัจจัยภายนอก” ได้

ถัดมาคืออัตรา TOU (Time of Use) ค่าอ้างอิงสำหรับภาคอุตสาหกรรมที่มีการเผยแพร่คือ ช่วง On Peak 4.1025 บาทต่อหน่วย (วันจันทร์ถึงศุกร์ เวลา 9:00 ถึง 22:00 น.) และช่วง Off Peak 2.5849 บาทต่อหน่วย (เวลา 22:00 ถึง 9:00 น. รวมถึงวันเสาร์ อาทิตย์ และวันหยุดนักขัตฤกษ์) โดยจะมีค่า Ft และ VAT 7% บวกเพิ่มเข้าไปอีก ส่วนต่างของสองอัตรานี้คือ 1.5176 บาทต่อหน่วย หรือคิดเป็นประมาณ 1.59 เท่า นั่นคือไฟ 1 kWh เท่ากัน แต่ถ้าใช้ตอนกลางวันวันธรรมดา กับใช้ตอนกลางคืนหรือวันหยุด ยอดจ่ายต่างกันเกือบ 1.6 เท่า

อีกด้านหนึ่ง สำหรับโรงงานขนาดใหญ่ (Type 4) มีค่าอ้างอิงที่เผยแพร่อยู่ที่ On Peak 5.27 บาทต่อ kWh และ Off Peak 3.80 บาทต่อ kWh ซึ่งอัตราส่วนอยู่ที่ประมาณ 1.39 เท่า สิ่งที่ต้องระวังคือ ตัวเลขสองชุดนี้มีความเป็นไปได้สูงว่าไม่ได้อยู่บนฐานเดียวกัน จะเป็นค่าพลังงานไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว หรือรวมค่า Ft และรายการบวกเพิ่มอื่น ๆ แล้ว รวมถึงเป็นระดับแรงดันใดและประเภทสัญญาใด ล้วนทำให้อัตราที่แสดงต่างกันได้ เนื่องจากแต่ละแหล่งอ้างอิงมีวิธีตัดแบ่งรายการไม่เหมือนกัน จึงต้องตรวจสอบกับรายละเอียดในใบแจ้งหนี้จริงของโรงงานตนเองเสมอ อัตราจะเปลี่ยนตามระดับแรงดัน (แรงสูง แรงกลาง แรงต่ำ) และประเภทของสัญญา อีกทั้งค่า Ft ยังปรับทุก 4 เดือน ตัวเลขทั้งหมดในบทความนี้เป็นค่าที่เผยแพร่และตรวจสอบได้ ณ เวลาที่เขียน ในทางปฏิบัติต้องนำค่าล่าสุดที่ ERC ประกาศมาเทียบกับใบแจ้งหนี้ของตนเองเสมอ อนึ่ง ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย 3.95 บาทต่อ kWh จะรวม VAT แล้วหรือไม่นั้น แต่ละแหล่งอ้างอิงก็อาจตีความต่างกัน จุดนี้ก็ควรยืนยันจากใบแจ้งหนี้เช่นกัน

และสิ่งที่ผู้บริหารที่ย้ายมาจากโรงงานในญี่ปุ่นมักมองข้ามที่สุดคือ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ซึ่งคิดจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดภายในเดือน โดยทั่วไปพิจารณาจากค่าเฉลี่ยกำลังไฟฟ้าในช่วงเวลาหนึ่ง (ส่วนใหญ่คือ 15 นาที) ที่มีค่าสูงที่สุด ทั้งนี้ช่วงเวลาที่ใช้ตัดสินนี้อาจต่างกันตามประเภทสัญญาและการไฟฟ้าที่จ่ายไฟ จึงควรตรวจสอบจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือใบแจ้งหนี้ของโรงงานตนเอง ค่านี้เป็นรายการที่แยกออกมาต่างหากจากยอดรวมปริมาณไฟฟ้าที่ใช้ กล่าวคือ เป็นค่าที่จ่ายให้กับ “ขนาดของช่วงเวลาที่ใช้ไฟหนักที่สุดในเดือนนั้น” อัตราต่อหน่วยจะต่างกันตามระดับแรงดันและประเภทสัญญา จึงต้องยืนยันจากใบแจ้งหนี้ของตนเองอีกเช่นกัน

ความน่ากลัวของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่วิธีการตัดสิน ลองนึกถึงโรงงานที่เดินเครื่อง 24 ชั่วโมง 30 วัน ชั่วโมงเดินเครื่องรวมของเดือนคือ 720 ชั่วโมง เมื่อแบ่งเป็นช่วงละ 15 นาทีจะได้ 2,880 ช่วง สิ่งที่กำหนดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดคือเพียง 1 ช่วงจากทั้งหมดนี้ คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 0.03% ต่อให้ประหยัดไฟอย่างพิถีพิถันตลอด 99.97% ที่เหลือ ถ้ามีอยู่ 15 นาทีในเดือนนั้นที่บังเอิญสตาร์ตเครื่องจักรหลายตัวพร้อมกัน ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของเดือนนั้นก็ถูกตัดสินไปแล้วตรงนั้น นี่คือเหตุผลเชิงโครงสร้างข้อหนึ่งว่าทำไมกิจกรรมประหยัดพลังงานแบบลดปริมาณรวมอย่างเดียวจึงไม่ทำให้ค่าไฟลดลง

การนั่งดูใบแจ้งหนี้อย่างเดียวไม่มีทางรู้ว่า “1 ช่วง” นั้นเกิดขึ้นเมื่อไร สิ่งที่รู้ได้มีเพียงค่าสูงสุดที่เป็นผลลัพธ์ การจะระบุว่าเมื่อไรและเครื่องจักรตัวใดสตาร์ตพร้อมกันจนสร้างพีคนั้นขึ้นมา ต้องอาศัยข้อมูลที่วัดจริงเรียงตามเวลา นี่คือเหตุผลว่าทำไมจึงไม่ควรตัดสินใจลงทุนระบบติดตามการใช้พลังงานโดยดูแค่ปริมาณไฟฟ้าที่ลดได้

ทำไมการลด kWh รวมอย่างเดียวจึงไม่ทำให้ค่าไฟโรงงานลดลง

ต่อจากบทที่แล้ว เรามาจัดระเบียบว่ามาตรการแต่ละแบบได้ผลอย่างไร วิธีลดค่าไฟโรงงานแบ่งได้เป็น 3 ประเภทใหญ่

ประเภทที่หนึ่ง การลดปริมาณรวม (การอนุรักษ์พลังงาน) คือการลดปริมาณไฟฟ้าที่ใช้จริง ผ่านการปรับปรุงประสิทธิภาพเครื่องจักร ลดไฟสแตนด์บาย ซ่อมจุดรั่ว เป็นต้น แกนกลางของกิจกรรมประหยัดพลังงานแบบญี่ปุ่นอยู่ตรงนี้ (ข้อมูลของประเทศญี่ปุ่น)

ประเภทที่สอง การเลื่อนพีค (Peak Shift) คือการย้ายช่วงเวลาที่ใช้จาก On Peak ไป Off Peak โดยไม่ลดปริมาณรวม ภายใต้สัญญา TOU เพียงเท่านี้ต้นทุนก็ลดลงตามส่วนต่างของอัตรา

ประเภทที่สาม การลดพีคการใช้ไฟฟ้า / การควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้า (Peak Cut / Demand Control) คือการกดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดภายในเดือนลง เพื่อลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า แกนกลางคือการเดินระบบ เช่น ไม่สตาร์ตพร้อมกัน เหลื่อมลำดับการสตาร์ต พยากรณ์ความต้องการล่วงหน้าแล้วกดไว้ก่อน

ผู้บริหารที่มาจากโรงงานญี่ปุ่นจำนวนมากมีเครื่องมือแค่ประเภทที่หนึ่ง แต่ภายใต้โครงสร้าง TOU ของไทย ประเภทที่สองและสามได้ผลมาก ลองคำนวณให้เห็นเป็นตัวเลข

สมมติโรงงานหนึ่งใช้ไฟเดือนละ 500,000 kWh แบ่งเป็นช่วง On Peak 300,000 kWh และ Off Peak 200,000 kWh คำนวณด้วยค่าอ้างอิง TOU ภาคอุตสาหกรรม (On Peak 4.1025 บาท, Off Peak 2.5849 บาท) ค่าพลังงานไฟฟ้าจะเป็นดังนี้

• On Peak: 300,000 × 4.1025 = 1,230,750 บาท
• Off Peak: 200,000 × 2.5849 = 516,980 บาท
• รวม: 1,747,730 บาท

ทีนี้ ถ้าย้ายปริมาณการใช้ในช่วง On Peak ออกไป 10% หรือ 30,000 kWh ไปยังช่วง Off Peak โดยไม่ลดยอดผลิตลงแม้แต่ชิ้นเดียว เพียงเปลี่ยนเวลาที่ทำเท่านั้น

• On Peak: 270,000 × 4.1025 = 1,107,675 บาท
• Off Peak: 230,000 × 2.5849 = 594,527 บาท
• รวม: 1,702,202 บาท

ส่วนต่างคือ 45,528 บาทต่อเดือน หรือปีละ 546,336 บาท คิดเป็นการลดลงประมาณ 2.6% ของยอดค่าพลังงานไฟฟ้าเดิม (เป็นการเทียบเฉพาะส่วนค่าพลังงานไฟฟ้า ไม่รวมค่า Ft ภาษีมูลค่าเพิ่ม และค่าความต้องการพลังไฟฟ้า ซึ่งในการคำนวณนี้ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดไม่ได้ถูกเปลี่ยนแปลง ดังนั้นสัดส่วนที่ลดลงเมื่อเทียบกับยอดรวมทั้งใบแจ้งหนี้จะน้อยกว่าตัวเลขนี้)

ถ้าจะให้ได้เงินจำนวนเท่ากันด้วยวิธีประเภทที่หนึ่ง (ลดปริมาณรวม) จะเป็นอย่างไร อัตราเฉลี่ยของโรงงานนี้คือ 1,747,730 ÷ 500,000 = ประมาณ 3.495 บาทต่อ kWh ดังนั้นการจะตัดค่าไฟ 45,528 บาท ต้องลดการใช้จริงประมาณ 13,025 kWh หรือประมาณ 2.6% ของปริมาณการใช้ทั้งหมด การที่ตัวเลขทั้งสองออกมาเป็นประมาณ 2.6% เท่ากันไม่ใช่ความบังเอิญ แต่เป็นผลจากการแปลงจำนวนเงินกลับเป็น kWh ด้วยอัตราเฉลี่ย ประเด็นจึงไม่ได้อยู่ที่ตัวเลขสัดส่วน แต่อยู่ที่ว่า “ต้องลงแรงทำอะไรจริง ๆ” เพื่อให้ได้สัดส่วนนั้น ซึ่งต่างกันมาก การลดให้ได้ 13,000 kWh จริง ๆ ต้องอาศัยการเปลี่ยนเครื่องจักรหรือปรับปรุงการเดินระบบ และส่วนใหญ่มีการลงทุนตามมา ขณะที่การเลื่อนพีคอาจไปถึงผลลัพธ์เท่ากันได้เพียงด้วยการจัดแผนการผลิตใหม่ ส่วนต่างตรงนี้มองข้ามไม่ได้เมื่อพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน

อีกประเด็นหนึ่ง แม้จะลดปริมาณเท่ากัน แต่ “ลดตรงไหน” ก็ให้ผลต่างกัน สมมติลดได้จริง 30,000 kWh ถ้าเป็นช่วง On Peak จะได้ผล 123,075 บาท ถ้าเป็นช่วง Off Peak จะได้ 77,547 บาท ความพยายามเท่ากัน kWh เท่ากัน แต่ต่างกัน 1.59 เท่าตามช่วงเวลาที่ลด การ “หยุดเครื่องอัดอากาศเดินตัวเปล่าตอนกลางวัน” จึงคุ้มค่าเป็นตัวเงินมากกว่าการ “หยุดเครื่องอัดอากาศเดินตัวเปล่าตอนดึก” ลำดับความสำคัญข้อนี้ในญี่ปุ่นมักไม่ถูกพูดถึงเพราะส่วนต่างอัตราค่อนข้างเล็ก (ข้อมูลของประเทศญี่ปุ่น) แต่ในไทยมันปรากฏชัดเจน

แล้วเป้าหมายที่เป็นไปได้จริงของการเลื่อนพีคคืออะไร โดยทั่วไปได้แก่ การสลับลำดับการผลิต การย้ายงานแบบแบตช์ไปกลางคืน การเดินระบบทำความเย็นล่วงหน้า (สะสมความเย็น) ของเครื่องทำน้ำเย็นและระบบปรับอากาศ การกักเก็บลมอัด การปรับจังหวะกระบวนการล้างและอบแห้ง และการเปลี่ยนเวลาชาร์จของ AGV และรถโฟล์คลิฟท์ไฟฟ้า โดยเฉพาะการชาร์จอุปกรณ์ขนย้ายไฟฟ้ามักถูกมองข้าม ถ้าเป็นการเดินระบบแบบชาร์จพร้อมกันทั้งหมดตอนพักกลางวัน มันจะดันพีคของช่วงเวลานั้นขึ้นไป โรงงานที่กำลังเดินหน้าเรื่องระบบขนย้ายอัตโนมัติ ควรทบทวนตารางการชาร์จจากมุมมองด้านพลังงานควบคู่ไปกับประเด็นที่ต้องพิจารณาก่อนนำ AGV และ AMR มาใช้ในโรงงาน

และการจะจัดใหม่ว่า “เมื่อไรจะเดินอะไร” นั้น ส่วนใหญ่เป็นงานของฝ่ายวางแผนการผลิต ถ้าข้อเท็จจริงที่ระบบติดตามการใช้พลังงานชี้ว่า “ช่วงเวลานี้แพง” ไม่ถูกสะท้อนกลับเข้าไปในแผนของสัปดาห์ถัดไป การปรับปรุงก็จะไม่เกิด สำหรับกลไกฝั่งการวางแผน ขอแนะนำให้อ่านแนวทางเปรียบเทียบและคัดเลือกระบบวางแผนจัดลำดับการผลิต ประกอบ จะเห็นภาพว่าจะสอดแทรกข้อจำกัดด้านไฟฟ้าเข้าไปในแผนได้อย่างไร การติดตามพลังงานไม่จบในตัวเอง แต่จะแปลงเป็นเงินได้ก็ต่อเมื่อเชื่อมกับระบบวางแผน

ส่วนประเภทที่สาม การลดพีค / การควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้า ต้องการการเดินระบบที่ลึกกว่านั้น เพราะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าถูกตัดสินจากค่าสูงสุดของค่าเฉลี่ย 15 นาที การรู้ตัวหลังจาก 15 นาทีนั้นจบไปแล้วจึงสายเกินไป ในทางปฏิบัติจะสร้างกลไกที่พยากรณ์ระหว่างช่วง 15 นาทีว่า “ถ้าใช้ในอัตรานี้ต่อไป เมื่อจบช่วงจะเกินค่าที่ตั้งไว้” แล้วส่งสัญญาณเตือน หรือกดโหลดที่มีลำดับความสำคัญต่ำโดยอัตโนมัติ ในญี่ปุ่นอุปกรณ์เตือนความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดแพร่หลายมานาน (ข้อมูลของประเทศญี่ปุ่น) ขณะที่โรงงานในไทยและเวียดนามจำนวนมากยังไม่ได้ติดตั้ง ตรงนี้จึงเป็นช่องว่างที่เริ่มทำได้ค่อนข้างง่าย อย่างไรก็ตาม ถ้าจะใส่ระบบตัดโหลดอัตโนมัติ ต้องตกลงลำดับความสำคัญว่า “อะไรตัดได้บ้าง” กับฝ่ายผลิตให้ชัดก่อน นี่ไม่ใช่ปัญหาทางเทคนิค แต่เป็นปัญหาเรื่องกติกาการเดินระบบ

มาตรการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายไทยและสิทธิประโยชน์ที่ใช้ได้

เมื่อเข้าใจโครงสร้างค่าไฟแล้ว เรื่องถัดไปที่ต้องรู้คือกรอบกติกาของไทย เพราะกฎหมายกำหนดหน้าที่ไว้ส่วนหนึ่ง และเปิดช่องสิทธิประโยชน์ไว้อีกส่วนหนึ่ง ทั้งสองส่วนมีผลต่อลำดับความสำคัญของการลงทุน

ประเทศไทยมี Energy Conservation Promotion Act ซึ่งประกาศใช้เมื่อปี 1992 (พ.ศ. 2535) กำหนดให้โรงงานควบคุมและอาคารควบคุมต้องบันทึกและรายงานการใช้พลังงาน จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน และนำส่งต่อกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (DEDE) สำหรับความถี่ในการนำส่งนั้น มีแหล่งอ้างอิงระบุว่าทุก 3 ปี แต่แนวปฏิบัติอาจเปลี่ยนแปลงได้ ดังนั้นเรื่องที่ว่าโรงงานของท่านเข้าข่ายเป็นโรงงานควบคุมหรือไม่ รอบการนำส่งและแบบฟอร์มเป็นอย่างไร ควรตรวจสอบเป็นลายลักษณ์อักษรกับหน่วยงานที่กำกับดูแลหรือที่ปรึกษาในพื้นที่

จุดสำคัญคือ การปฏิบัติตามหน้าที่ตามกฎหมายนี้ กับการนำระบบติดตามการใช้พลังงานมาใช้ ต้องการงานที่แทบจะเหมือนกันในทางปฏิบัติ ถ้าท่าทีคือ “เป็นหน้าที่ตามกฎหมายก็เลยจำใจรวบรวมข้อมูล” การรายงานแต่ละครั้งจะกลายเป็นงานทรมาน ตรงกันข้าม ถ้ามีฐานการวัดอยู่แล้ว การจัดทำรายงานก็เหลือเพียงการตัดข้อมูลออกมาสรุป เมื่อจะเสียต้นทุนเท่ากัน การสร้างฐานข้อมูลในรูปแบบที่ใช้ปรับปรุงงานประจำวันได้ด้วย ย่อมสมเหตุสมผลกว่าการทำเพื่อรายงานอย่างเดียว

ด้านการลงทุน มีมาตรการที่ให้สิทธิหักค่าใช้จ่ายได้ 150% สำหรับการลงทุนในอุปกรณ์อนุรักษ์พลังงานที่ได้รับการรับรอง นอกจากนี้ สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) ยังให้สิทธิประโยชน์สำหรับมาตรการด้านการอนุรักษ์พลังงาน พลังงานหมุนเวียน และการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งรวมถึงการยกเว้นหรือลดหย่อนอากรขาเข้าเครื่องจักร และการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสูงสุด 8 ปี

อย่างไรก็ตาม เรื่องสิทธิประโยชน์ BOI มีความเข้าใจผิดกันมาก จึงขอให้จับประเด็นให้แม่นยำ BOI มีระบบสิทธิประโยชน์แตกต่างกันไปตามหมวดหมู่ สำหรับมาตรการ Smart and Sustainable Industry การยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลอยู่ที่ 50% เป็นพื้นฐาน และจะเป็น 100% เฉพาะกรณีที่นำระบบอัตโนมัติหรือหุ่นยนต์เข้ามาใช้ในสายการผลิต และ จัดหามูลค่าเครื่องจักรที่ปรับปรุงไม่น้อยกว่า 30% จากอุตสาหกรรมระบบอัตโนมัติภายในประเทศไทยเท่านั้น ไม่มีกรณีที่ “ใช้ BOI แล้วได้ยกเว้น 100% โดยไม่มีเงื่อนไข” ถ้าไม่วางแผนการลงทุนบนสมมติฐานนี้ ประมาณการจะพังในภายหลัง

นอกจากนี้ รอบสิทธิประโยชน์ BOI ปัจจุบันถือว่าจบช่วงหนึ่งในปลายปี 2026 (พ.ศ. 2569) และคาดว่าจะมีการทบทวนเงื่อนไขในช่วงปี 2026 ถึง 2027 (พ.ศ. 2569 ถึง พ.ศ. 2570) แม้จะยังฟันธงไม่ได้ แต่ควรหลีกเลี่ยงการวางแผนลงทุนระยะยาวบนสมมติฐานว่าเงื่อนไขปัจจุบันจะคงอยู่ถาวร หากจะตัดสินใจลงทุนโดยรวมสิทธิประโยชน์เข้าไปในการคำนวณ ขอให้ตรวจสอบเป็นลายลักษณ์อักษรกับ ที่ปรึกษาด้านภาษี หรือ ที่ปรึกษากฎหมาย ก่อนดำเนินการเสมอ เพราะการจะเข้าเงื่อนไขหรือไม่ ขึ้นอยู่กับจังหวะการยื่นคำขอ หมวดหมู่กิจการ และสเปกของเครื่องจักร ส่วนประเด็นเชิงเทคนิคว่าอุปกรณ์วัดแบบใดจะถูกนับเป็นการลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงาน ควรหารือกับ ผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงาน ควบคู่กันไป

เงื่อนไขหน้างานของโรงงานในไทยที่ต้องออกแบบเผื่อไว้

แม้โครงสร้างค่าไฟและกฎเกณฑ์จะเข้าใจแล้ว แต่ระบบติดตามการใช้พลังงานจะทำงานได้จริงหรือไม่ ขึ้นอยู่กับเงื่อนไขหน้างานของโรงงานในไทยอีกชั้นหนึ่ง หัวข้อนี้รวบรวมประเด็นที่มักถูกมองข้ามตอนออกแบบ

หน้างานหลายภาษา โรงงานในไทยจำนวนมากมีพนักงานไทยเป็นหลัก มีผู้บริหารญี่ปุ่น มีวิศวกรที่สื่อสารด้วยภาษาอังกฤษ และในบางพื้นที่ยังมีแรงงานจากประเทศเพื่อนบ้าน หน้าจอแดชบอร์ดที่แสดงผลเป็นภาษาญี่ปุ่นอย่างเดียว หรือรายงานที่ออกเป็นภาษาอังกฤษล้วน จะไม่ถูกใช้โดยคนที่อยู่หน้าเครื่องจักรจริง ๆ ในการออกแบบควรกำหนดตั้งแต่ต้นว่าหน้าจอสำหรับหน้างานจะใช้ภาษาไทยเป็นหลัก และรายงานสำหรับบริษัทแม่จะแยกออกมาอีกชุด รวมถึงชื่อจุดวัดและชื่อเครื่องจักรควรมีทั้งรหัสที่ไม่ขึ้นกับภาษา และชื่อเรียกที่หน้างานใช้จริง

ภาระโหลดปรับอากาศระหว่างฤดูฝนกับฤดูแล้ง ประเทศไทยไม่มีฤดูหนาวแบบญี่ปุ่น แต่ไม่ได้แปลว่าโหลดคงที่ตลอดปี ในฤดูฝนความชื้นสูงทำให้ภาระการลดความชื้นของระบบปรับอากาศและห้องควบคุมอุณหภูมิความชื้นเพิ่มขึ้น ขณะที่ในช่วงฤดูร้อนภาระการลดอุณหภูมิจะขึ้นสูง โรงงานที่มีห้องคลีนรูมหรือห้องควบคุมสภาวะ จะเห็นความแตกต่างนี้ชัดเจนในข้อมูลการใช้ไฟ ถ้าเทียบข้อมูลเพียงหนึ่งถึงสองเดือนแล้วสรุปว่า “ปรับปรุงได้ผล” มีโอกาสสูงมากที่จะเข้าใจปัจจัยฤดูกาลผิดเป็นผลของการปรับปรุง

การหยุดเดินเครื่องช่วงสงกรานต์และตรุษจีน กับการเลือกช่วงฐานเปรียบเทียบ นี่คือประเด็นเฉพาะของไทยที่สำคัญที่สุดข้อหนึ่ง ในเดือนเมษายนมีวันหยุดสงกรานต์ยาว และโรงงานที่มีพนักงานหรือลูกค้าเชื้อสายจีนจำนวนมากก็อาจลดกำลังผลิตช่วงตรุษจีน เดือนที่มีวันหยุดยาวเหล่านี้ ปริมาณไฟฟ้ารวมจะลดลงตามธรรมชาติ แต่สัดส่วนของโหลดพื้นฐาน เช่น ระบบปรับอากาศห้องเซิร์ฟเวอร์ ห้องคลังสินค้าควบคุมอุณหภูมิ เครื่องอัดอากาศที่เดินตัวเปล่า จะสูงขึ้นอย่างเห็นได้ชัด ถ้าเลือกเดือนเหล่านี้เป็นเส้นฐาน (Baseline) ตัวเลขการปรับปรุงจะบิดเบือนทั้งหมด ในทางกลับกัน เดือนที่มีวันหยุดยาวคือโอกาสทองในการวัด “โหลดพื้นฐานที่แท้จริงของโรงงาน” เพราะเมื่อสายการผลิตหยุด ไฟฟ้าที่ยังไหลอยู่คือส่วนที่ไหลอยู่โดยไม่ได้สร้างมูลค่าใด ๆ ข้อแนะนำเชิงปฏิบัติคือ ตั้งเส้นฐานจากเดือนที่เดินเครื่องปกติ และแยกเก็บข้อมูลช่วงวันหยุดยาวไว้ต่างหากในฐานะ “ข้อมูลวัดโหลดพื้นฐาน”

ความผันผวนของแรงดันไฟฟ้าและคุณภาพไฟ ในนิคมอุตสาหกรรมบางแห่งและช่วงฤดูฝนที่มีฟ้าผ่า อาจเกิดแรงดันตกชั่วขณะหรือไฟกระพริบ เหตุการณ์เหล่านี้ไม่เพียงกระทบเครื่องจักร แต่ยังทำให้อุปกรณ์วัดและเกตเวย์รีบูตหรือข้อมูลขาดหายได้ ในการออกแบบระบบติดตาม ควรกำหนดตั้งแต่ต้นว่าจะจ่ายไฟให้เกตเวย์ผ่าน UPS หรือไม่ อุปกรณ์วัดจะเก็บข้อมูลไว้ในตัว (Local Buffer) ได้กี่วันเมื่อการสื่อสารขาด และเมื่อกลับมาเชื่อมต่อจะเติมข้อมูลย้อนหลังได้หรือไม่ ข้อมูลที่ขาดหายเป็นช่วง ๆ จะทำให้การวิเคราะห์ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดใช้ไม่ได้ทันที เพราะเราไม่มีทางรู้ว่าพีคจริงอยู่ในช่วงที่ข้อมูลหายหรือไม่

สภาพแวดล้อมในตู้ไฟและฝุ่น อุณหภูมิและความชื้นในโรงงานไทยสูงกว่าโรงงานในญี่ปุ่นโดยทั่วไป และในบางอุตสาหกรรมยังมีฝุ่นมาก การเลือกอุปกรณ์วัดและเกตเวย์จึงต้องดูช่วงอุณหภูมิใช้งานและระดับการป้องกัน (IP) ให้เหมาะกับสภาพจริง ไม่ใช่คัดลอกสเปกที่ใช้ในญี่ปุ่นมาทั้งชุด

การหมุนเวียนของบุคลากร เมื่อผู้รับผิดชอบเปลี่ยน ระบบที่ไม่มีเอกสารมักหยุดถูกใช้งานทันที รายการจุดวัด กฎการตั้งชื่อ นิยามตัวหารของค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิต และขั้นตอนการอ่านรายงาน ควรเป็นเอกสารที่คนใหม่รับช่วงต่อได้ภายในไม่กี่วัน จุดนี้สำคัญกว่าที่คิดมาก และเป็นสิ่งที่ทำให้ระบบอยู่รอดเกินสามปี

ระบบติดตามการใช้พลังงานคืออะไร แยกความต่างระหว่าง EMS ระบบมอนิเตอร์การใช้ไฟฟ้า และการเฝ้าระวังดีมานด์

มาถึงตรงนี้ค่อยจัดระเบียบคำศัพท์ เพราะสาขานี้แต่ละผู้ขายเรียกไม่เหมือนกัน และคำเดียวกันถูกใช้ในความหมายต่างกัน ทำให้เกิดความสับสนตั้งแต่ทางเข้าของการเปรียบเทียบ อุบัติเหตุที่ขอใบเสนอราคาจาก 3 บริษัทแล้วปรากฏว่าไม่ได้เทียบของอย่างเดียวกันเลย ไม่ใช่เรื่องแปลก

เมื่อแยกระบบติดตามการใช้พลังงานตามฟังก์ชัน จะจัดได้เป็น 4 ชั้น ยิ่งขึ้นไปชั้นบน ยิ่งต้องอาศัยว่าชั้นล่างถูกสร้างไว้อย่างถูกต้อง

คำว่า “ระบบมอนิเตอร์การใช้ไฟฟ้าในโรงงาน” ส่วนใหญ่หมายถึงชั้นที่ 1 และ 2 คือติดอุปกรณ์วัดที่ตู้ไฟแล้วดูกราฟบนหน้าจอได้ ส่วน “ระบบบริหารจัดการพลังงาน EMS” มักหมายถึงการเพิ่มชั้นที่ 3 เข้าไป และในบริบทของโรงงานบางครั้งเรียกว่า FEMS (Factory Energy Management System) ขณะที่ “การเฝ้าระวังดีมานด์” และ “การควบคุมดีมานด์” อยู่ในขอบเขตชั้นที่ 4 คือกลไกที่ส่งสัญญาณเตือนเมื่อใกล้เกินค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ตั้งไว้ หรือกดโหลดลงจริง

สิ่งที่ต้องจับให้มั่นคือ การรวมถึงชั้นไหนทำให้ค่าใช้จ่าย โครงสร้างทีมภายในที่ต้องมี และผลลัพธ์ที่ได้ ต่างกันโดยสิ้นเชิง ถ้าเอาแค่ชั้นที่ 2 พูดให้สุดโต่งคือจบได้ด้วยอุปกรณ์วัด สายสื่อสาร และแดชบอร์ด แต่ตั้งแต่ชั้นที่ 3 ขึ้นไป ต้องเชื่อมกับข้อมูลฝั่งการผลิต เช่น ยอดผลิตและชั่วโมงเดินเครื่อง และมีการตัดสินใจเชิงออกแบบว่าจะนิยามตัวหารของค่าต่อหน่วยผลิตอย่างไร ส่วนชั้นที่ 4 นั้นมาพร้อมการตัดสินใจเชิงการเดินระบบว่าจะหยุดหรือกดอุปกรณ์ตัวใดจริง ๆ จึงไม่มีทางสำเร็จได้ถ้าฝ่ายผลิตและฝ่ายซ่อมบำรุงไม่เห็นพ้องกัน

อีกเรื่องที่ต้องระวังคือการสับสนระหว่าง EMS สำหรับโรงงานกับ BEMS สำหรับอาคาร ในโรงงานมีทั้งโหลดแบบอาคาร เช่น ระบบปรับอากาศและแสงสว่าง ปะปนกับโหลดเฉพาะของโรงงาน คือเครื่องจักรผลิต ถ้ายกผลิตภัณฑ์สำหรับอาคารมาใช้ตรง ๆ จะวิเคราะห์ค่าต่อหน่วยผลิตที่ผูกกับยอดผลิตไม่ได้ ทำได้แค่ “ปรับความสบายให้เหมาะสม” แต่ออก “ไฟฟ้าต่อผลิตภัณฑ์ 1 ชิ้น” ไม่ได้ สิ่งที่โรงงานต้องการคือระบบติดตามการใช้พลังงานที่มีบริบทของการผลิตอยู่ด้วย ประเด็นนี้เกี่ยวพันโดยตรงกับวิธีเก็บข้อมูลผลการผลิต จึงควรออกแบบควบคู่ไปกับแนวคิดการนำระบบบริหารการผลิต MES มาใช้ในโรงงานไทย

บางท่านอาจรู้สึกว่าการจัดระเบียบคำศัพท์เป็นการเล่นคำ แต่เวลารับข้อเสนอจากหลายบริษัท การที่บริษัท A เสนอเฉพาะชั้น 1 และ 2 บริษัท B เสนอชั้น 1 ถึง 3 และบริษัท C เสนอครบชั้น 1 ถึง 4 เป็นเรื่องที่เกิดขึ้นเป็นปกติ ถ้าเอาแต่ตัวเลขมาวางเรียงกันแล้วเลือกที่ถูกกว่า ภายหลังจะเจอว่า “ฟังก์ชันวิเคราะห์เป็นไลเซนส์แยก” หรือ “งานควบคุมเป็นงานติดตั้งอีกส่วนหนึ่ง” ขอให้กำหนดภายในองค์กรก่อนว่าจะซื้อถึงชั้นไหนใน 4 ชั้นนี้ แล้วค่อยออกใบขอราคา เพียงเท่านี้ความแม่นยำของการเปรียบเทียบก็ดีขึ้นมาก

จะวัดอะไร วัดลึกแค่ไหน สามชั้นของจุดวัดและลำดับความสำคัญ

ความล้มเหลวที่พบบ่อยที่สุดในการติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงาน คือการ “วัดแค่เมนแล้วจบ” ซึ่งจะกล่าวถึงอีกครั้งในบทว่าด้วยรูปแบบความล้มเหลว หัวข้อนี้จะพูดถึงหลักการออกแบบว่าควรวัดอะไรลึกแค่ไหน

ในทางปฏิบัติควรคิดจุดวัดเป็น 3 ชั้น

ถ้าหยุดอยู่แค่ชั้นที่ 1 สิ่งที่ได้คือความรู้สึกรายเดือนว่า “เดือนนี้ใช้เยอะ” หรือ “ลดลงจากเดือนที่แล้ว” ซึ่งแปลงเป็นการลงมือแก้ไขไม่ได้ ในทางกลับกัน ถ้ากระโดดไปครอบคลุมทุกเครื่องจักรในชั้นที่ 3 ตั้งแต่แรก จุดวัดจะพุ่งไปหลักหลายร้อยจุด มูลค่าการลงทุนพุ่งขึ้น และไม่ผ่านการอนุมัติภายใน คำตอบที่เป็นจริงคือ ทำชั้นที่ 1 และชั้นที่ 2 ให้แน่นก่อน แล้วค่อยเพิ่มชั้นที่ 3 เฉพาะเครื่องจักรที่ “น่าจะได้ผล” ทีละขั้น

แล้วในชั้นที่ 3 ควรเริ่มวัดจากตรงไหน โดยทั่วไปอุปกรณ์ที่มักติดอันดับต้น ๆ ของการใช้ไฟในโรงงานมีดังนี้ พร้อมแนวคิดการจัดลำดับความสำคัญ

เครื่องอัดอากาศ (ลมอัด) ในหลายโรงงานเป็นแหล่งใช้ไฟอันดับต้น ๆ และมีช่องว่างในการปรับปรุงมาก ความสูญเปล่าแบบคลาสสิกที่พบทันทีเมื่อวัดคือ ลมรั่ว การตั้งแรงดันจ่ายสูงเกินจำเป็น และการเดินตัวเปล่าในช่วงพักหรือกลางคืน แม้แต่การควบคุมจำนวนเครื่องที่เดินก็ตัดสินไม่ได้ว่าเหมาะสมหรือไม่ถ้าไม่วัดจริง จัดไว้ในลำดับสูงสุดของการวัดได้เลย

เครื่องทำน้ำเย็นและเครื่องทำความเย็น ระบบแหล่งความเย็นใช้ไฟมาก และสัมพันธ์กับอุณหภูมิภายนอกอย่างชัดเจน การวิเคราะห์โดยจับคู่กับข้อมูลอุณหภูมิจึงได้ผลดี อีกทั้งยังเป็นตัวเอกของการเลื่อนพีคด้วยการเดินระบบสะสมความเย็น ในสภาพภูมิอากาศของไทยที่เดินเครื่องตลอดทั้งปี ผลของการปรับปรุงจึงต่อเนื่องทั้งปี

ระบบปรับอากาศ (HVAC) ในโรงงานที่มีคลีนรูมหรือห้องควบคุมอุณหภูมิความชื้น การใช้ไฟอาจเทียบเท่ากับเครื่องจักรผลิต ทั้งความเหมาะสมของค่าตั้งอุณหภูมิและความชื้น ปริมาณอากาศภายนอกที่นำเข้า และการอุดตันของแผ่นกรอง ล้วนเป็นปัจจัยฝั่งการเดินระบบที่ทำให้การใช้ไฟแกว่งได้ง่าย

เตาเผาและอุปกรณ์ให้ความร้อน อุปกรณ์ให้ความร้อนที่เดินแบบแบตช์ มักเป็นตัวการหลักที่สร้างค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดจากกระแสพุ่งตอนสตาร์ต ควรวัดเป็นลำดับต้น ๆ ในฐานะเป้าหมายของมาตรการลดพีคด้วยการหลีกเลี่ยงการสตาร์ตพร้อมกัน

มอเตอร์ขนาดใหญ่ (ปั๊ม โบลเวอร์ ระบบขนย้าย) แต่ละตัวอาจขนาดกลาง แต่จำนวนมาก เมื่อรวมกันแล้วมองข้ามไม่ได้ และการตรวจสอบผลของการติดตั้งอินเวอร์เตอร์ก็ต้องอาศัยการวัดจริง

จุดชี้ขาดในการออกแบบจุดวัดคือ การกำหนดล่วงหน้าว่า “จะเทียบกับอะไร” ถ้ามีเพียงค่าที่วัดได้ของไฟฟ้า เราจะพูดได้ไม่เกิน “เพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว” ต่อเมื่อวางตัวหาร เช่น ยอดผลิต ชั่วโมงเดินเครื่อง อุณหภูมิภายนอก และจำนวนกะ เข้าไปด้วย จึงจะได้ตัวชี้วัดที่เปรียบเทียบได้ คือค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิต และการที่จะดึงตัวหารมาจากไหน ขึ้นอยู่กับโครงสร้างข้อมูลฝั่งระบบบริหารการผลิต ถ้าผลัดเรื่องนี้ไว้ทีหลัง จะจบลงที่การวัดเสร็จแล้วแต่เปรียบเทียบไม่ได้

อีกประการหนึ่ง เมื่อจะนำข้อมูลการวัดขึ้นเครือข่ายของโรงงาน การพิจารณาการออกแบบเครือข่ายและความปลอดภัยเป็นสิ่งที่หลีกเลี่ยงไม่ได้ ในทางปฏิบัติพบบ่อยว่าเกตเวย์สำหรับการติดตามพลังงานต้องมีขาอยู่ทั้งในเครือข่ายระบบควบคุมและเครือข่ายสำนักงาน โครงสร้างแบบนี้สะดวกต่อการใช้งานแต่ต้องระวังอย่างยิ่งในแง่การป้องกันที่ขอบเขต ตอนติดตั้งควรกำหนดนโยบายการแบ่งแยกเครือข่ายและเส้นทางการเชื่อมต่อคลาวด์ตั้งแต่แรก โดยอ้างอิงแนวปฏิบัติด้านความปลอดภัย OT สำหรับโรงงานในประเทศไทย การไปแก้เปลี่ยนภายหลังยุ่งยากกว่าการเพิ่มอุปกรณ์วัดมาก

อนึ่ง มีการประเมินระดับโลกว่าโรงงานผลิตขนาดกลางมีพลังงานสูญเปล่าประมาณ 15 ถึง 25% จากความไร้ประสิทธิภาพที่ยังตรวจไม่พบ (ข้อมูลระดับโลก ไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะของไทย และการแปลงเป็นจำนวนเงินในแหล่งอ้างอิงเป็นสกุลดอลลาร์สหรัฐ จึงไม่ควรนำมาทาบกับสถานการณ์ของตนเองโดยตรง) อย่างไรก็ตาม การออกแบบจุดวัดบนสมมติฐานว่า “มีความสูญเปล่าที่มองไม่เห็นอยู่ราวสองในสิบ” มีเหตุผลในเชิงปฏิบัติ เพราะสิ่งที่มองไม่เห็นนั้น โดยนิยามแล้วปรับปรุงไม่ได้

การแยกโครงสร้างต้นทุนการลงทุน อ่านใบเสนอราคาเป็น 5 ชั้น

เพื่อการตัดสินใจลงทุน เรามาแยกโครงสร้างค่าใช้จ่ายกัน ใบเสนอราคาระบบติดตามการใช้พลังงานประกอบด้วย 5 ชั้นต่อไปนี้ จำนวนเงินเปลี่ยนแปลงมากตามขนาดโรงงาน จำนวนจุดวัด โครงสร้างอาคาร และสภาพของอุปกรณ์เดิม บทความนี้จึงไม่ระบุจำนวนเงิน แต่จะจัดระเบียบว่าอะไรเป็นตัวขับเคลื่อนต้นทุนแทน

ชั้นที่ 1 และ 2 เป็นส่วนที่ผู้ขายเขียนรายละเอียดชัดที่สุด เพราะคิดเป็นจำนวนจุดวัดคูณราคาต่อหน่วย จึงเปรียบเทียบง่าย แต่ต้องระวังว่าการเลือก CT ต้องสอดคล้องกับพิกัดกระแสของวงจรเป้าหมาย แนวคิดแบบ “เอา CT ถูก ๆ ไปติดเยอะ ๆ” จะไม่ได้ความแม่นยำ อีกทั้งการเลือกชั้นความแม่นยำขึ้นอยู่กับการใช้งาน ต้องการเพียงจับแนวโน้ม ต้องการใช้เป็นหลักฐานปันส่วนค่าไฟ หรือจะใช้เป็นข้อมูลปฐมภูมิสำหรับรายงาน CO2 ระดับความน่าเชื่อถือที่ต้องการต่างกัน

ชั้นที่ 3 คือซอฟต์แวร์และคลาวด์ เป็นส่วนที่การแยกค่าเริ่มต้นกับค่ารายเดือนคลุมเครือได้ง่ายที่สุด แบบ “ค่าเริ่มต้นถูกแต่ค่ารายเดือนต่อจุดวัดสะสมไปเรื่อย ๆ” กับแบบ “ค่าเริ่มต้นสูงแต่คิดคงที่ต่อไซต์” เมื่อมองยาว 5 ปี ยอดรวมอาจสลับที่กันได้ ถ้ามีแผนจะเพิ่มจุดวัดในอนาคต ต้องตรวจสอบความชันของการคิดค่าตามจำนวนจุดเสมอ ระยะเวลาเก็บข้อมูลก็ต้องดูให้ดี ถ้าต้องการเทียบค่าต่อหน่วยผลิตรายปี แต่สัญญาเก็บข้อมูลไว้เพียง 13 เดือน การเทียบกับเดือนเดียวกันของปีก่อนก็ทำไม่ได้

ชั้นที่ 4 คืองานไฟฟ้า เป็นชั้นที่ถูกประเมินต่ำที่สุดในใบเสนอราคา การติดตั้ง CT โดยหลักต้องหยุดวงจรเป้าหมาย ในโรงงานที่เดินเครื่อง 24 ชั่วโมง นี่คือข้อจำกัดที่ใหญ่ที่สุด โรงงานที่มีโอกาสดับไฟเพียงช่วงหยุดซ่อมบำรุงประจำปีครั้งเดียว ก็ไม่มีทางเลือกอื่นนอกจากจัดงานให้ตรงช่วงนั้น พลาดกำหนดการก็ต้องรออีกหนึ่งปี ยิ่งไปกว่านั้น ถ้าตู้เดิมไม่มีพื้นที่ว่าง ต้องดัดแปลงหรือเพิ่มตู้ ซึ่งดันทั้งค่าใช้จ่ายและระยะเวลา รูปแบบคลาสสิกคือ “อุปกรณ์วัดถูก แต่พลิกกลับเพราะค่างานติดตั้ง”

และชั้นที่ 5 คือแรงงานในการเดินระบบ นี่คือประเด็นที่บทความนี้อยากเน้นที่สุด เพราะไม่ปรากฏในใบเสนอราคา จึงถูกนับเป็น “ศูนย์บาท” ในเอกสารขออนุมัติ แล้วมาโผล่หลังติดตั้งเสร็จ ระบบติดตามการใช้พลังงานไม่ใช่เครื่องที่ติดแล้วค่าไฟลดเอง ต่อเมื่อมีคนดูข้อมูล ตั้งสมมติฐานหาสาเหตุ ลงมือแก้ และตรวจสอบผล ตัวเงินจึงจะขยับ ต้องตัดสินตั้งแต่ขั้นขออนุมัติว่าใครจะรับภาระแรงงานส่วนนี้

รูปธรรมคือ จะเกิดงานชุดหนึ่ง ได้แก่ การตรวจรายงานประจำเดือน การไล่ตามค่าผิดปกติ การสอบถามหน้างาน การขอให้ดำเนินมาตรการ และการตรวจสอบผล ขึ้นอยู่กับขนาดโรงงาน แต่การทำงานชุดนี้แบบแบ่งเวลาว่างมาทำนั้นไม่สมจริง จะตั้งคนประจำ จะจัดสรรเวลางานส่วนหนึ่งของใครสักคนในฝ่ายซ่อมบำรุงอย่างเป็นทางการ หรือจะจ้างภายนอกช่วยเดินระบบ ถ้าเลื่อนการตัดสินใจนี้ออกไป จะวิ่งตรงเข้าสู่ความล้มเหลวแบบ “ทำแดชบอร์ดเสร็จแล้วจบ” ที่จะกล่าวถึงในบทถัดไป

ขอเสริมเรื่องการประมาณต้นทุนบุคลากรหนึ่งข้อ อัตราค่าจ้างขั้นต่ำของไทยกำหนดแตกต่างกันไปตามจังหวัด อยู่ในช่วงประมาณ 337 ถึง 400 บาท ต่อวัน ต้องย้ำว่าเป็นอัตรารายวัน ไม่ใช่รายชั่วโมง และไม่ได้เป็นอัตราเดียวกันทั้งประเทศ หากต้องการแปลงเป็นอัตรารายชั่วโมงเพื่อใช้ในการคำนวณ ต้องนำอัตรารายวันหารด้วยจำนวนชั่วโมงทำงานปกติต่อวันที่กำหนดไว้ในระเบียบของสถานประกอบการ อย่างไรก็ตาม บุคลากรที่อ่านข้อมูลพลังงานแล้วขับเคลื่อนการปรับปรุงได้ ไม่ใช่ตำแหน่งงานระดับค่าจ้างขั้นต่ำ จึงไม่สามารถใช้ตัวเลขนี้เป็นฐานประมาณแรงงานในการเดินระบบได้ สิ่งที่ต้องใช้จริงคือเวลาของบุคลากรระดับกลางขึ้นไปที่เข้าใจเครื่องจักร อ่านข้อมูลเป็น และเจรจากับหน้างานได้ ขอให้คิดต้นทุนส่วนนี้เข้าไปอย่างถูกต้อง และควรตั้งเป็นประมาณการอย่างระมัดระวัง คือเผื่อเวลาไว้มากกว่าที่คาดไว้ตอนแรก

สำหรับระยะเวลาคืนทุน มีรายงานจากฝั่งผู้ขายระบบว่า การนำการวัดย่อยรายจุดแบบ IoT มาใช้ช่วยลดต้นทุนค่าไฟได้ 12 ถึง 18% และคืนทุนภายใน 12 ถึง 18 เดือน แต่นี่เป็นค่าประมาณที่ผู้ขายเผยแพร่และเป็นข้อมูลระดับโลก ไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะของไทยหรือเวียดนามที่วัดจริง ระยะเวลาคืนทุนจริงเปลี่ยนแปลงมากตามจำนวนเงินค่าไฟที่จ่ายจริง สัดส่วน TOU ช่องว่างของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด และการมีหรือไม่มีทีมที่ลงมือปรับปรุงได้ ขอให้ใช้ตัวเลขนี้เป็นเพียงข้อมูลอ้างอิงว่า “มีรายงานเช่นนี้อยู่” และคำนวณจากใบแจ้งหนี้ของตนเองเสมอ

การติดตั้งเพิ่มในโรงงานที่เดินเครื่องอยู่แล้ว (Retrofit) ให้สำเร็จได้อย่างไร

ถ้าเป็นโรงงานใหม่ ย่อมออกแบบจุดวัดไว้ตั้งแต่ขั้นตอนออกแบบได้ แต่ในความเป็นจริง คำปรึกษาส่วนใหญ่คือการติดตั้งเพิ่มในโรงงานที่เดินเครื่องอยู่แล้ว หัวข้อนี้จะจัดระเบียบทางเลือกสำหรับทำให้การติดตั้งเพิ่มสำเร็จ

การติดตั้ง CT แบบแยกส่วนเพิ่ม เป็นวิธีที่ใช้ทั่วไปที่สุด CT แบบแยกส่วน (Split Core / Clamp-on) ไม่ต้องตัดสายเคเบิล จึงติดตั้งได้ในเวลาค่อนข้างสั้น อย่างไรก็ตาม งานติดตั้งเองอยู่ใกล้ส่วนที่มีไฟ จึงต้องหยุดวงจรนั้นเป็นหลักการ อีกทั้งต้องมีพื้นที่ทางกายภาพในตู้สำหรับวาง CT และมีเส้นทางเดินสายด้านทุติยภูมิ

การใช้เอาต์พุตพัลส์ ถ้ามิเตอร์วัดพลังงานเดิมมีขั้วต่อเอาต์พุตพัลส์ ก็ดึงสัญญาณจากจุดนั้นเพื่อเก็บปริมาณการใช้ได้โดยไม่ต้องติด CT ใหม่ ต้นทุนต่ำ แต่สิ่งที่ได้คือพัลส์ของพลังงานสะสม จึงไม่ได้รายละเอียดอย่างตัวประกอบกำลังหรือรูปคลื่นกระแส เพียงพอสำหรับจับแนวโน้ม แต่ไม่พอสำหรับการวิเคราะห์เชิงลึก

การอ่านค่าจากมิเตอร์เดิมผ่าน Modbus / RS-485 ถ้ามีมิเตอร์วัดพลังงานแบบดิจิทัลติดตั้งอยู่แล้ว การอ่านค่าผ่าน Modbus RTU (RS-485) คือทางเลือกที่คุ้มค่าที่สุด มิเตอร์ภาคอุตสาหกรรมจำนวนมากรองรับการสื่อสารนี้ ข้อควรระวังคือเส้นทางเดินสายสื่อสาร การออกแบบแอดเดรส และการตั้งค่าชั้นกายภาพ เช่น บอดเรตและตัวต้านทานปลายสาย ในโรงงานที่มิเตอร์เดิมคละยี่ห้อและรุ่น การจัดระเบียบตารางรีจิสเตอร์จะกินเวลาพอสมควร

การดึงข้อมูลจาก PLC เดิม บางกรณี PLC ที่ควบคุมเครื่องจักรผลิตรับค่ากำลังไฟฟ้าหรืออินพุตแอนะล็อกอยู่แล้ว ถ้าดึงข้อมูลผ่านอีเทอร์เน็ตได้ ก็ไม่ต้องเพิ่มอุปกรณ์วัด อย่างไรก็ตาม การเข้าถึง PLC ที่กำลังทำงานอยู่คือการแตะระบบควบคุม จึงต้องวางแผนอย่างรอบคอบ ควรจำกัดให้เป็นการอ่านอย่างเดียว และตรวจสอบผลกระทบต่อรอบเวลาการทำงานก่อนดำเนินการ การตัดสินใจนี้ต้องอาศัยความเข้าใจโครงสร้างระบบอัตโนมัติของทั้งโรงงาน จึงแนะนำให้พิจารณาโดยมีภาพรวมการนำระบบอัตโนมัติมาใช้ในโรงงานที่ประเทศไทย เป็นพื้นฐาน

การวัดแบบไม่สัมผัสและการวัดชั่วคราว ก่อนจะตั้งจุดวัดถาวร สามารถใช้แคลมป์มิเตอร์แบบพกพาหรือดาต้าล็อกเกอร์วัดชั่วคราวได้ การวัดเพียงไม่กี่สัปดาห์เพื่อจับแนวโน้มแล้วคัดกรองจุดวัดถาวร เป็นวิธีที่ได้ผลมาก ใช้เป็นขั้น “วินิจฉัย” ก่อนติดตั้งถาวรทั้งโรงงาน จะช่วยลดการลงทุนที่สูญเปล่า

อุปสรรคที่ใหญ่ที่สุดของการติดตั้งเพิ่มไม่ใช่เทคโนโลยี แต่คือการจัดลำดับงาน โดยเฉพาะการรับมือกับ “โรงงานที่ดับไฟไม่ได้” ในทางปฏิบัติ ลำดับที่เป็นสูตรสำเร็จคือดังนี้

ประการแรก เริ่มจากการวัดที่ไม่ต้องดับไฟ ทั้งการอ่าน Modbus จากมิเตอร์เดิม การใช้เอาต์พุตพัลส์ และการวัดชั่วคราวด้วยล็อกเกอร์แบบพกพา ส่วนใหญ่ทำได้โดยไม่ต้องหยุดเครื่อง ให้เก็บทุกอย่างที่เก็บได้ด้วยวิธีนี้ก่อน

ประการที่สอง จัดทำรายการวงจรที่จำเป็นต้องติดตั้ง CT ใหม่จริง ๆ แล้วรวบงานไปทำพร้อมกันในช่วงหยุดซ่อมบำรุงประจำปี ตัวชี้ขาดคือจะอัดงานลงไปในโอกาสดับไฟครั้งเดียวได้มากแค่ไหน จึงต้องสำรวจภายในตู้ จัดหาวัสดุ และเตรียมเอกสารขั้นตอนการติดตั้งให้เสร็จล่วงหน้า สถานการณ์ที่แย่ที่สุดคือมาพบในวันดับไฟว่า “ตู้ไม่มีพื้นที่ว่าง”

ประการที่สาม สำหรับวงจรที่รอโอกาสดับไฟไม่ได้และมีลำดับความสำคัญสูง ให้พิจารณาวิธีทดแทน เช่น วัดที่วงจรต้นทางแล้วประมาณจากส่วนต่าง หรือปันส่วนโดยรวมกับสัญญาณสถานะเดินเครื่องของอุปกรณ์ ความแม่นยำจะลดลง แต่ยังดีกว่า “วัดไม่ได้ก็เลยไม่ทำอะไร” มาก

ในแผนการติดตั้งเพิ่ม “โอกาสดับไฟ” จะกลายเป็นขั้นตอนที่กำหนดความเร็วของทั้งโครงการ ระยะเวลาสร้างซอฟต์แวร์ไม่ใช่ตัวกำหนด แต่จังหวะการดับไฟที่มีปีละครั้งต่างหากที่ครอบงำตารางเวลา การระบุประเด็นนี้ไว้ในเอกสารชี้แจงผู้บริหารจะทำให้การปรับตารางในภายหลังง่ายขึ้นมาก

การแสดงปริมาณการปล่อย CO2 และการเชื่อมกับ CBAM และรายงานบริษัทแม่

คุณค่าของระบบติดตามการใช้พลังงานไม่ได้มีเพียงการลดต้นทุน ในระยะหลัง ปัจจัยที่ผลักดันการตัดสินใจลงทุนซึ่งมีน้ำหนักมากขึ้นเรื่อย ๆ คือการถูกร้องขอให้รายงานปริมาณการปล่อย CO2

โครงสร้างนั้นเรียบง่าย นำผลการใช้ไฟฟ้าที่โรงงานซื้อมา (kWh) คูณด้วยค่าสัมประสิทธิ์การปล่อยของไฟฟ้า ก็จะคำนวณการปล่อยทางอ้อมที่มาจากไฟฟ้าได้ (โดยทั่วไปจัดอยู่ในหมวด Scope 2) กล่าวคือ ผลการใช้ไฟฟ้าที่ระบบติดตามการใช้พลังงานเก็บอยู่ กลายเป็นข้อมูลปฐมภูมิของรายงาน CO2 ได้ทันที ในทางกลับกัน โรงงานที่ไม่ได้วัด จะต้องหยิบยอดรวมจากใบแจ้งหนี้มาทำมือแล้วคูณสัมประสิทธิ์ใน Excel ซ้ำแล้วซ้ำเล่าทุกครั้งที่มีการรายงาน และวิธีนี้จะพังทันทีที่ถูกขอรายละเอียดแยกรายฐานผลิตหรือรายผลิตภัณฑ์

ปัจจัยภายนอกที่ต้องจับตาคือ CBAM (มาตรการปรับคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน) ของสหภาพยุโรป CBAM เริ่มช่วงเปลี่ยนผ่าน (รายงานอย่างเดียว) ตั้งแต่เดือนตุลาคม ปี 2023 (พ.ศ. 2566) และเข้าสู่ช่วงบังคับใช้เต็มรูปแบบเมื่อวันที่ 1 มกราคม ปี 2026 (พ.ศ. 2569) ผู้ยื่นคำขอที่ได้รับอนุญาตซึ่งนำเข้าสินค้าในขอบเขต CBAM เกิน 50 ตันต่อปี จะมีหน้าที่ส่งมอบใบรับรอง CBAM ตามปริมาณการปล่อยที่แฝงอยู่ในสินค้า นอกจากนี้ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม ปี 2026 (พ.ศ. 2569) การรายงานเปลี่ยนเป็นการยื่นรายปี และปริมาณการปล่อยที่รายงานต้องผ่านการทวนสอบ กำหนดยื่นครั้งแรกคือวันที่ 30 กันยายน ปี 2027 (พ.ศ. 2570)

จุดสำคัญคือขอบเขตการคำนวณปริมาณการปล่อยที่แฝงอยู่ นอกจากการปล่อยทางตรงจากกระบวนการผลิตแล้ว ยังมีสินค้าบางรายการที่นับรวมการปล่อยทางอ้อมซึ่งเกิดจากการใช้ไฟฟ้าเข้าไปด้วย ไม่ใช่ทุกรายการที่นับรวมเหมือนกันหมด การปฏิบัติต่อสินค้าแต่ละประเภทแตกต่างกัน จึงต้องตรวจสอบเป็นรายกรณีว่าสินค้าของตนถูกจัดอย่างไร แต่ถ้าท่านผลิตสินค้าในกลุ่มที่นับการปล่อยทางอ้อมด้วย ความสำคัญของข้อมูลไฟฟ้าที่วัดจริงจะพุ่งขึ้นทันที เพราะสิ่งที่ต้องการไม่ใช่ยอดรวมของทั้งโรงงาน แต่เป็นข้อมูลที่ละเอียดพอจะปันส่วนลงถึงระดับผลิตภัณฑ์

เพื่อให้เห็นภาพขนาดของเรื่องนี้ ขอยกตัวเลขประมาณการบางส่วน มีการประเมินว่าความเสี่ยงทางการเงินโดยตรงจาก CBAM ต่ออุตสาหกรรมส่งออกที่ปล่อยคาร์บอนเข้มข้น 4 กลุ่มของเวียดนาม อยู่ที่ประมาณ 580 ล้านยูโรต่อปี (ตัวเลขประมาณการสำหรับประเทศเวียดนาม) นอกจากนี้ การส่งออกเหล็กไปยังสหภาพยุโรปในปี 2024 (พ.ศ. 2567) เวียดนามมีมูลค่ากว่า 2,200 ล้านยูโร ขณะที่ไทยอยู่ที่ประมาณ 120 ล้านยูโร (สถิติการค้าของเวียดนามและไทย) เมื่อหารกันอย่างง่ายจะเห็นว่าขนาดของเวียดนามมากกว่าไทยประมาณ 18 เท่า สถานะของสองประเทศจึงต่างกันพอสมควร

อย่างไรก็ตาม บทความนี้ขอเลี่ยงการเขียนในเชิงปลุกเร้า CBAM เป็นเรื่องที่เกี่ยวกับการส่งออกไปยังสหภาพยุโรปเป็นหลัก โรงงานของผู้อ่านไม่จำเป็นต้องเข้าข่ายเสมอไป ในทางปฏิบัติ เส้นทางที่เกี่ยวข้องกว้างกว่าคือเส้นทางนี้ กล่าวคือ แม้ตนเองจะไม่ได้ส่งออกไปสหภาพยุโรปโดยตรง แต่ถ้าเป็นซัพพลายเออร์ของลูกค้าที่ส่งออกไปยังสหภาพยุโรป ก็มีความเป็นไปได้ที่จะถูกลูกค้ารายนั้นขอข้อมูลปริมาณการปล่อย ในกลุ่มชิ้นส่วนยานยนต์ ชิ้นส่วนอิเล็กทรอนิกส์ และงานแปรรูปโลหะ การสอบถามในรูปแบบนี้เพิ่มขึ้นจริง

และยังมีอีกเส้นทางหนึ่ง คือการร้องขอรายงานจากบริษัทแม่ในญี่ปุ่น ฝ่ายความยั่งยืนของบริษัทแม่ต้องรวบรวมปริมาณการปล่อยของทั้งกลุ่ม จึงขอให้ฐานผลิตในต่างประเทศส่งข้อมูลรายเดือนหรือรายไตรมาส หากฝั่งฐานผลิตไม่มีฐานการวัด ผู้รับผิดชอบก็ต้องทำข้อมูลด้วยมือทุกครั้ง งานที่ทำด้วยมือย่อมมาพร้อมการผูกติดกับตัวบุคคลและความคลาดเคลื่อน ซึ่งจะอธิบายไม่ได้เมื่อถึงเวลาตรวจสอบหรือทวนสอบโดยบุคคลที่สาม ถ้าวางตำแหน่งของระบบติดตามการใช้พลังงานไม่ใช่แค่ “เครื่องมือลดต้นทุน” แต่เป็น “ฐานข้อมูลปฐมภูมิสำหรับการรายงาน” ความหมายของการลงทุนจะเปลี่ยนไป ในทางปฏิบัติ มุมมองหลังนี้มักผ่านการอนุมัติภายในได้ง่ายกว่าด้วยซ้ำ

อนึ่ง เรื่องการเลือกค่าสัมประสิทธิ์การปล่อย (จะใช้ค่าที่การไฟฟ้าเผยแพร่ หรือใช้ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายรายประเทศ) และข้อกำหนดของแบบฟอร์มรายงาน ขึ้นอยู่กับทั้งกฎเกณฑ์และนโยบายของบริษัทแม่ ประเด็นนี้ควรตรวจสอบเป็นลายลักษณ์อักษรกับหน่วยงานที่กำกับดูแลหรือที่ปรึกษาในพื้นที่ก่อนกำหนดแนวทาง

ISO 50001 กับการใช้ระบบมาตรฐานให้เป็นประโยชน์

กรอบที่ทำให้การบริหารจัดการพลังงานฝังตัวเป็น “ระบบ” คือ ISO 50001 (มาตรฐานสากลว่าด้วยระบบการจัดการพลังงาน) หัวข้อนี้จะจัดระเบียบแกนการตัดสินใจว่าควรขอการรับรองหรือไม่

เริ่มจากรายงานเรื่องผลลัพธ์ มีงานวิจัยระบุว่าองค์กรที่ได้รับการรับรอง ISO 50001 มีค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิตลดลงประมาณ 26% แต่นี่เป็นงานวิจัยในประเทศจีนที่อาศัยข้อมูลจุลภาคของภาคการผลิต ไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะของไทยหรือเวียดนาม นอกจากนี้ยังมีรายงานว่าโรงงานที่นำ ISO 50001 มาใช้ ลดการใช้พลังงานได้ 12 ถึง 18% ในปีแรก และรักษาการลดลงปีละ 4% ต่อเนื่องเกิน 10 ปี (ข้อมูลระดับโลก ไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะของไทย) หากลดปีละ 4% ต่อเนื่อง 10 ปี คำนวณแบบทบต้นอย่างง่ายจะได้ 0.96 ยกกำลัง 10 เท่ากับประมาณ 0.665 หรือคิดเป็นการลดลงสะสมประมาณ 33% ส่วนระยะเวลาจนถึงสภาพที่พร้อมขอการรับรอง มีการประมาณไว้ที่ 9 ถึง 18 เดือน (ข้อมูลระดับโลก ไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะของไทย)

จะอ่านตัวเลขเหล่านี้อย่างไร มุมมองของเราคือ “ตัวมาตรฐานเองไม่มีเวทมนตร์ แต่กระบวนการที่มาตรฐานเรียกร้องนั้นได้ผลจริง” สิ่งที่ ISO 50001 เรียกร้องคือ การกำหนดเส้นฐานพลังงาน (Baseline) การนิยามตัวชี้วัดสมรรถนะพลังงาน การตั้งเป้าหมายและแผนปฏิบัติ และการทบทวนอย่างต่อเนื่อง สรุปคือการทำให้กิจกรรมที่กล่าวมาทั้งหมดในบทก่อนหน้า คือ “วัด นิยามค่าต่อหน่วยผลิต แล้วหมุนวงจรปรับปรุง” กลายเป็นระบบที่มีเอกสารกำกับ แม้ไม่ขอการรับรอง การนำโครงกระดูกนี้มาใช้เป็นกฎภายในองค์กรก็มีคุณค่าเพียงพอ

แล้วควรขอการรับรองหรือไม่ แกนการตัดสินใจหลักมี 3 ข้อ ข้อแรก ลูกค้าหรือบริษัทแม่เรียกร้องการรับรองหรือไม่ ข้อที่สอง ต้องการกรอบการบริหารร่วมกันภายในกลุ่มหรือไม่ (กรณีขยายหลายฐานผลิต การทำตามมาตรฐานจะเทียบข้ามฐานได้ง่ายกว่า) ข้อที่สาม มีทีมที่รับภาระแรงงานในการขอและรักษาการรับรองได้หรือไม่ ถ้าไม่เข้าข่ายทั้งสามข้อ ลำดับที่สมจริงคือหมุนระบบไปก่อนโดยยังไม่ขอการรับรอง แล้วค่อยเดินหน้าขอการรับรองเมื่อจำเป็น

สิ่งที่ควรเชื่อมโยงคือ ระบบเอกสารที่ ISO 50001 เรียกร้อง กับข้อมูลที่ต้องนำส่ง DEDE ตามที่กล่าวไว้ในบทเรื่องกฎหมายไทย มีส่วนที่ทับซ้อนกันมาก ถ้าออกแบบฐานการวัดครั้งเดียวให้รองรับทั้งสองทาง จะไม่ต้องสร้างงานซ้ำสองชุด และควรหารือกับ ผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงาน ตั้งแต่ขั้นออกแบบว่าจะให้ขอบเขตการวัดครอบคลุมทั้งข้อกำหนดของมาตรฐานและข้อกำหนดตามกฎหมายได้อย่างไร

กรณีมีฐานผลิตในเวียดนาม อัตราค่าไฟสองส่วนจะเปลี่ยนอะไรบ้าง

บริษัทจำนวนมากมีฐานผลิตทั้งในไทยและเวียดนาม จึงขอสรุปสถานการณ์ฝั่งเวียดนามไว้ด้วย

เริ่มจากระดับอัตราค่าไฟ ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยของ EVN (การไฟฟ้าเวียดนาม) ปรับขึ้น 4.8% ตั้งแต่วันที่ 10 พฤษภาคม ปี 2025 (พ.ศ. 2568) เป็น 2,204.0655 ดองต่อ kWh (ไม่รวม VAT) การปรับขึ้นเป็นแนวโน้มร่วมของหลายประเทศ แต่สิ่งที่น่าจับตาในเวียดนามคือ “โครงสร้าง” ของค่าไฟกำลังจะเปลี่ยน

กระทรวงอุตสาหกรรมและการค้า (MOIT) ได้อนุมัติการทดลองใช้อัตราค่าไฟสองส่วน ซึ่งหมายถึงการแยกค่ากำลังไฟฟ้าตามสัญญา (Capacity Charge — ส่วนคงที่ที่จ่ายตามกำลังที่ทำสัญญาไว้) ออกจากค่าพลังงานไฟฟ้า (ส่วนที่จ่ายตามปริมาณที่ใช้จริง) เป็นแนวคิดที่ใกล้เคียงกับค่าความต้องการพลังไฟฟ้าบวกค่าพลังงานไฟฟ้าของไทย ผู้ที่เข้าข่ายคือผู้ใช้ไฟภาคอุตสาหกรรมที่รับไฟโดยตรงจาก EVN และมีการใช้เฉลี่ยต่อเดือนตั้งแต่ 200,000 kWh ขึ้นไป ปริมาณ 200,000 kWh ต่อเดือน เมื่อหารด้วย 30 วันอย่างง่ายจะได้ประมาณ 6,667 kWh ต่อวัน ซึ่งโรงงานขนาดกลางขึ้นไปเข้าข่ายได้ไม่ยาก เป้าหมายคือเริ่มใช้จริงตั้งแต่ปี 2026 (พ.ศ. 2569) โดยช่วงทดลองใช้งานจริงกำหนดไว้ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ปี 2026 (พ.ศ. 2569) ถึงเดือนกรกฎาคม ปี 2027 (พ.ศ. 2570)

นอกจากนี้ การแบ่งช่วงเวลาของอัตรา TOU ก็มีการจัดใหม่ตาม Quyết định 963/QĐ-BCT ลงวันที่ 22 เมษายน ปี 2026 (พ.ศ. 2569) การที่การแบ่งช่วงเวลาเปลี่ยน หมายความว่ากรอบเวลาที่เคยเข้าใจว่า “เป็นช่วงถูก” อาจใช้ไม่ได้อีกต่อไป

ผลกระทบต่อการปฏิบัติงานในโรงงานมีสองข้อใหญ่ ข้อแรก ฐานผลิตที่เคยดูเพียงปริมาณการใช้รวม จะมีตัวชี้วัดใหม่เพิ่มเข้ามาคือ “ความต้องการสูงสุด” ข้อที่สอง ในการกำหนดค่ากำลังไฟฟ้าตามสัญญา ต้องอธิบายให้ได้ว่ากำลังที่บริษัทต้องการจริง ๆ คือเท่าไร ถ้าทำสัญญาไว้สูงเกินไป ก็ต้องจ่ายต้นทุนคงที่ต่อเนื่อง แต่ถ้าตัดต่ำเกินไปก็กระทบการเดินเครื่อง การตัดสินใจนี้ต้องอาศัยข้อมูลย้อนหลังที่วัดความผันผวนของความต้องการภายในเดือนและภายในปีจริง หากรอให้ระบบเริ่มบังคับใช้แล้วค่อยเริ่มวัด ณ เวลานั้นก็ยังไม่มีข้อมูลย้อนหลังให้ใช้ตัดสินใจอยู่ดี

รายละเอียดของกฎเกณฑ์ เงื่อนไขการใช้บังคับ และการมีหรือไม่มีมาตรการจูงใจนั้น บทความนี้ขอเลี่ยงการฟันธงเกินกว่าที่กล่าวมา เพราะระบบไฟฟ้าของเวียดนามอยู่ในช่วงเปลี่ยนผ่านและเงื่อนไขเปลี่ยนแปลงได้ ในการตัดสินใจเชิงปฏิบัติ ขอแนะนำอย่างยิ่งให้ตรวจสอบเป็นลายลักษณ์อักษรกับหน่วยงานที่กำกับดูแลหรือที่ปรึกษาในพื้นที่

อย่างไรก็ตาม ไม่ว่ารายละเอียดของกฎเกณฑ์จะออกมาอย่างไร มีสิ่งหนึ่งที่โรงงานเตรียมไว้แล้วไม่มีทางสูญเปล่า นั่นคือ “การมีเส้นโค้งโหลดของฐานผลิตตนเองที่ความละเอียด 15 นาที ครบหนึ่งปี” ไม่ว่าจะเปลี่ยนเป็นอัตราสองส่วน หรือการแบ่งช่วง TOU จะเปลี่ยนไป ข้อมูลว่าความต้องการของเรากระจายตัวอย่างไรบนแกนเวลา ก็ยังเป็นวัตถุดิบสำหรับการตัดสินใจภายใต้ระบบค่าไฟทุกรูปแบบ การรอให้กฎเกณฑ์นิ่งก่อนจึงไม่ใช่เหตุผลที่ดีในการเลื่อนการวัด

5 รูปแบบความล้มเหลวที่พบบ่อยในการติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงาน

จากโครงการที่ผ่านมา ขอยกรูปแบบความล้มเหลวที่ปรากฏซ้ำ ๆ มา 5 แบบ ทั้งหมดไม่ใช่ความล้มเหลวทางเทคนิค แต่เป็นความล้มเหลวของการออกแบบและการเดินระบบ

1. ทำแดชบอร์ดเสร็จแล้วจบ เป็นรูปแบบที่พบมากที่สุด หน้าจอกราฟสวยงามเสร็จสมบูรณ์ วันเปิดตัวมีเสียงปรบมือ แต่ผ่านไปสามเดือนไม่มีใครเปิดดู สาเหตุชัดเจนคือไม่มีการนิยามว่า “ใครดูกราฟนั้น เมื่อไร เพื่อตัดสินใจอะไร” แดชบอร์ดเป็นอินพุตของการตัดสินใจ ไม่ใช่ผลงานส่งมอบ ในขั้นออกแบบต้องกำหนดรูปแบบการเดินระบบให้เป็นรูปธรรม เช่น “ในการประชุมการผลิตทุกเช้าวันจันทร์ ให้รายงานสัดส่วนการใช้ไฟช่วง On Peak ของสัปดาห์ที่ผ่านมา” ความสวยงามของหน้าจอมีผลต่อผลลัพธ์น้อยกว่าการฝังเข้าไปในวาระการประชุมมาก

2. วัดแค่เมนแล้วหาสาเหตุไม่ได้ ถ้าติดอุปกรณ์วัดเฉพาะจุดรับไฟ สิ่งที่ได้คือยอดรวมของทั้งโรงงาน รู้ว่า “เดือนนี้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงขึ้น” แต่ระบุไม่ได้ว่าเครื่องจักรตัวไหนเป็นต้นเหตุ ผลคือลงเอยที่คำขวัญว่า “ช่วยกันประหยัดไฟนะครับ” แล้วเดือนถัดไปก็เกิดเรื่องเดิม ตามชั้นของจุดวัดที่กล่าวไปแล้ว ต้องลงถึงชั้นที่ 2 (วงจรและพื้นที่) จึงจะจำกัดวงผู้ต้องสงสัยได้ แม้งบประมาณจะไม่พอสำหรับทุกเครื่องจักร ก็ขอแนะนำให้ลงถึงระดับรายวงจรให้ได้

3. ไม่ได้กำหนดผู้รับผิดชอบการปรับปรุง พลังงานพาดผ่านทุกฝ่าย จึงกลายเป็น “โจทย์ของทุกคน” ได้ง่าย และลงท้ายเป็น “โจทย์ที่ไม่ใช่ของใครเลย” ฝ่ายผลิตให้ความสำคัญกับยอดผลิต ฝ่ายซ่อมบำรุงให้ความสำคัญกับความเสถียรของเครื่องจักร ฝ่ายบัญชีดูต้นทุน ไม่มีใครโกหกสักคน แต่การปรับปรุงก็ไม่คืบหน้า การทำลายโครงสร้างนี้ทำได้ทางเดียวคือระบุตัวบุคคลที่รับผิดชอบค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิตอย่างชัดเจน แล้วให้อำนาจตัดสินใจและเวทีประชุมกับคนนั้น เป็นปัญหาขององค์กร ไม่ใช่ของระบบ แต่กลับเป็นปัจจัยที่ชี้ขาดความสำเร็จของการติดตั้งระบบมากที่สุด

4. ทำตามแบบฟอร์มของบริษัทแม่ในญี่ปุ่นอย่างเดียวจนหน้างานไม่ใช้ ถ้าการกรอกตัวเลขลงแบบฟอร์มรายงานที่บริษัทแม่กำหนดกลายเป็นเป้าหมายในตัวเอง สำหรับหน้างานมันคืองานเพิ่มล้วน ๆ ขอให้ออกแบบแยกกันระหว่างมุมมองที่หน้างานใช้เพื่อการปรับปรุงของตนเอง (แนวโน้มรายวันแยกรายเครื่องจักร การเทียบระหว่างกะ การแจ้งเตือนค่าผิดปกติ) กับข้อมูลสรุปสำหรับรายงานบริษัทแม่ ต่อเมื่อมีอย่างแรก ความน่าเชื่อถือของข้อมูลในอย่างหลังจึงจะมีหลักประกัน ในความเป็นจริง โรงงานที่ลำดับกลับด้านกันมีจำนวนมาก

5. เริ่มวัดโดยไม่กำหนดการออกแบบแท็กและตัวหารของค่าต่อหน่วยผลิต จนเทียบไม่ได้ในภายหลัง ในเชิงเทคนิค นี่คือความล้มเหลวที่แก้ไขยากที่สุด ถ้าเริ่มวัดโดยยังไม่กำหนดกฎการตั้งชื่อรหัสประจำจุดวัด (แท็ก) โครงสร้างลำดับชั้นของอุปกรณ์ และตัวหารของค่าต่อหน่วยผลิต (จะใช้ยอดผลิต ชั่วโมงเดินเครื่อง หรือน้ำหนักวัตถุดิบที่ป้อนเข้า) อีกหนึ่งปีถัดมาเมื่อต้องการ “เทียบระหว่างฐานผลิต” หรือ “ดูแยกรายผลิตภัณฑ์” ก็ต้องสร้างข้อมูลใหม่ทั้งหมด และข้อมูลในอดีตย้อนกลับไปสร้างใหม่ไม่ได้ด้วย การออกแบบแท็กเป็นงานที่ดูไม่หวือหวาในช่วงต้น แต่เป็นการลงทุนที่ให้ผลในระยะยาว ถ้าเล็งการขยายหลายฐานผลิตไว้ ขอให้กำหนดกฎการตั้งชื่อให้นิ่งที่ฐานผลิตแรก แล้วใช้เป็นมาตรฐานขยายต่อ

จุดร่วมของทั้ง 5 ข้อคือ ล้วนเป็น “สิ่งที่ต้องตัดสินใจก่อนซื้ออุปกรณ์” โครงการที่ล้มเหลวเพราะสมรรถนะของอุปกรณ์วัดนั้นแทบไม่มีในความเป็นจริง โครงการที่ล้มเหลวคือโครงการที่ซื้ออุปกรณ์ไปโดยยังไม่ตัดสินใจในสิ่งที่ต้องตัดสินใจ

ขั้นตอนการนำระบบติดตามการใช้พลังงานมาใช้ 5 ขั้น และการคิดเรื่องระยะเวลา

สุดท้าย ขอสรุปวิธีดำเนินการเชิงปฏิบัติเป็น 5 ขั้น สำหรับระยะเวลานั้น การระบุเป็นจำนวนวันแทบไม่มีความหมาย เพราะสิ่งที่ครอบงำตารางเวลาของโครงการนี้ไม่ใช่ปริมาณงาน แต่คือปฏิทินภายนอก ได้แก่ โอกาสดับไฟและรอบของอัตราค่าไฟ

ขั้นที่ 1 การวินิจฉัย ต้องทำก่อนซื้ออุปกรณ์เสมอ นำใบแจ้งหนี้ย้อนหลัง 12 เดือนมาเรียงกัน แยกออกเป็นค่าพลังงานไฟฟ้า ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า ค่า Ft และ VAT แล้วแยกความผันผวนตามฤดูกาลออกจากความผันผวนตามการเดินเครื่อง เพียงงานนี้อย่างเดียวก็จะเห็นเค้าโครงว่า “โรงงานเรามีช่องว่างด้านค่าความต้องการพลังไฟฟ้ามาก” หรือ “โรงงานเรามีสัดส่วน On Peak สูง” ถ้าขั้นนี้หละหลวม ทุกอย่างหลังจากนั้นจะยิงไม่ตรงเป้า

ขั้นที่ 2 การออกแบบจุดวัด คือกระบวนการที่ป้องกันความล้มเหลวแบบที่ 5 ในบทก่อนหน้า เป้าหมายคือการจัดทำเอกสาร ส่วนการเลือกอุปกรณ์มาทีหลัง ถ้ากำหนดแนวทางการเชื่อมต่อกับระบบบริหารการผลิตไปพร้อมกันตรงนี้ จะลดการย้อนกลับมาแก้ในภายหลังได้มาก

ขั้นที่ 3 PoC ให้จำกัดขอบเขตที่ 1 วงจร วัตถุประสงค์ไม่ใช่การพิสูจน์ทางเทคนิค แต่คือการพิสูจน์ว่า “จากข้อมูลชุดนี้ มีมาตรการปรับปรุงออกมาจริงหรือไม่” ถ้าไม่มีมาตรการออกมาเลยแม้แต่เรื่องเดียว แสดงว่ามีปัญหาอยู่ที่ความละเอียดของจุดวัด มุมของการวิเคราะห์ หรือโครงสร้างทีมอย่างใดอย่างหนึ่ง คุณค่าของ PoC คือการได้แก้ตรงนั้นก่อนขยายทั้งโรงงาน

ขั้นที่ 4 การติดตั้งจริง ระยะเวลาถูกกำหนดโดยการหยุดซ่อมบำรุงประจำปี ขอย้ำอีกครั้ง งานสร้างซอฟต์แวร์ทำคู่ขนานไปได้ แต่การติดตั้ง CT ต้องรอโอกาสดับไฟ ในทางกลับกัน วิธีวางแผนที่สูญเปล่าน้อยที่สุดคือการนับถอยหลังจากกำหนดหยุดซ่อมบำรุงครั้งถัดไป แล้วจัดให้ขั้นที่ 1 ถึง 3 เสร็จก่อนหน้านั้น

ขั้นที่ 5 การฝังตัวในการเดินระบบ ควรเผื่อเวลาให้ครบหนึ่งรอบฤดูกาล แม้ในสภาพภูมิอากาศของไทย ภาระของระบบปรับอากาศและระบบทำความเย็นก็ต่างกันระหว่างฤดูฝนกับฤดูแล้ง อีกทั้งค่า Ft ปรับทุก 4 เดือน จึงต้องผ่านการปรับ 3 ครั้งในหนึ่งปี จึงจะพูดถึง “ความสามารถที่แท้จริงของเราหลังหักปัจจัย Ft” ได้ และอย่าลืมว่าเดือนที่มีสงกรานต์หรือตรุษจีนมีวันหยุดยาว ถ้าสรุปผลจากข้อมูลเพียง 1 ถึง 2 เดือน มีความเสี่ยงสูงที่จะเข้าใจปัจจัยฤดูกาลและปัจจัยวันหยุดผิดว่าเป็นผลของการปรับปรุง

ขอเสริมอีกข้อในมุมการตัดสินใจลงทุน สถานการณ์ที่ดีที่สุดคือมองเห็นช่องว่างของการลดต้นทุนในเชิงปริมาณตั้งแต่ขั้นที่ 1 คือการวินิจฉัย ถ้าประเมินเองได้ถึงระดับที่ว่า “ปัจจุบันสัดส่วน On Peak อยู่ที่ 60% ถ้าย้ายออกไป 10% จะได้ปีละเท่านี้” น้ำหนักของเอกสารขออนุมัติจะต่างกันโดยสิ้นเชิง ในทางกลับกัน ถ้ายื่นขออนุมัติติดตั้งระบบโดยยังคำนวณสิ่งนี้ไม่ได้ ก็จะถูกหยุดด้วยคำถามเดียวว่า “แล้วสรุปจะลดได้กี่บาท” ต่อให้จ้างภายนอกมาทำการวินิจฉัย ก็ขอให้ตรวจสอบก่อนสั่งงานว่าผลงานส่งมอบของงานนั้นจะออกมาเป็นอะไร

สรุป

ขอสรุปประเด็นสำคัญของการพิจารณาระบบติดตามการใช้พลังงานสำหรับโรงงานในประเทศไทยอีกครั้ง ข้อแรก ค่าไฟไม่ใช่การคูณอย่างง่ายระหว่างปริมาณการใช้กับอัตราต่อหน่วย แต่ถูกกำหนดโดยการผสมกันของอัตราตามช่วงเวลา (TOU) ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดภายในเดือน และค่า Ft ที่เราควบคุมไม่ได้ การลดปริมาณรวมตามแนวคิดแบบญี่ปุ่นเพียงอย่างเดียว โจมตีโครงสร้างนี้ได้เพียงครึ่งเดียว ข้อที่สอง กฎหมายและมาตรการของไทยทั้งหน้าที่ของโรงงานควบคุมต่อ DEDE การหักค่าใช้จ่าย 150% และสิทธิประโยชน์ BOI ล้วนต้องการฐานข้อมูลชุดเดียวกัน จึงควรออกแบบให้ตอบทั้งการปฏิบัติตามกฎหมายและการปรับปรุงประจำวันไปพร้อมกัน ข้อที่สาม เงื่อนไขหน้างานของไทย ทั้งหลายภาษา ฤดูกาล วันหยุดยาว และคุณภาพไฟฟ้า ต้องถูกออกแบบเผื่อไว้ตั้งแต่ต้น โดยเฉพาะการเลือกช่วงฐานเปรียบเทียบที่ต้องเลี่ยงเดือนที่มีวันหยุดยาว ข้อที่สี่ การวัดเพียงจุดรับไฟไม่พอ ต้องลงถึงระดับวงจรและพื้นที่ และลงถึงเครื่องจักรที่มีลำดับความสำคัญสูง จึงจะแปลงเป็นการลงมือแก้ไขได้ ข้อที่ห้า ต้นทุนประกอบด้วย 5 ชั้น คืออุปกรณ์วัด การสื่อสาร ซอฟต์แวร์ งานไฟฟ้า และแรงงานในการเดินระบบ โดยชั้นสุดท้ายคือต้นทุนแฝงที่ใหญ่ที่สุดซึ่งไม่ปรากฏในใบเสนอราคา และข้อที่หก ข้อมูลไฟฟ้าที่วัดจริงยังเป็นข้อมูลปฐมภูมิของการรายงาน CO2 ซึ่งเมื่อพิจารณาความเคลื่อนไหวของ CBAM และการร้องขอจากบริษัทแม่แล้ว ย่อมมีคุณค่าเกินกว่าที่จะวัดด้วยการลดต้นทุนเพียงอย่างเดียว

แกนการตัดสินใจนั้นเรียบง่าย ท่านอธิบายสัดส่วน On Peak และสภาพจริงของความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของโรงงานตนเองได้หรือไม่ ท่านนิยามตัวหารของค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิตได้หรือไม่ ท่านกำหนดคนที่จะดูข้อมูลทุกเดือนได้หรือไม่ ถ้ามีคำตอบให้กับสามข้อนี้ การลงทุนจะแปลงเป็นผลลัพธ์ แต่ถ้าซื้ออุปกรณ์ไปก่อนที่จะมีคำตอบ สิ่งที่เหลืออยู่จะมีเพียงแดชบอร์ดที่สวยงาม

TOMAS TECH ตั้งฐานอยู่ที่กรุงเทพฯ ให้บริการงานอินทิเกรชัน IT/OT สำหรับโรงงานของผู้ผลิตสัญชาติญี่ปุ่น และมีผลิตภัณฑ์ของเราเองคือ PEGASUS สำหรับระบบบริหารการผลิตและระบบบริหารจัดการพลังงาน ก่อนจะคุยเรื่องการติดตั้งระบบ เรายินดีรับปรึกษาตั้งแต่ขั้น “มาช่วยกันแยกส่วนใบแจ้งหนี้ค่าไฟดู” หรือ “มาช่วยกันจัดระเบียบว่าควรวางจุดวัดตรงไหน” จะเป็นเพียงการออกแบบจุดวัด หรือเพียงการสำรวจว่าดึงข้อมูลอะไรออกมาจากเครื่องจักรเดิมได้บ้าง ก็ยินดีครับ เราจะเสนอทางเลือกที่เป็นไปได้จริงบนพื้นฐานของโครงสร้างค่าไฟและกฎเกณฑ์ในประเทศไทย ติดต่อเราได้ที่แบบฟอร์มติดต่อสอบถาม

คำถามที่พบบ่อย (FAQ)

Q1. ระบบติดตามการใช้พลังงาน สรุปแล้วครอบคลุมถึงแค่ไหน

โดยทั่วไป ผลิตภัณฑ์และข้อเสนอแต่ละรายจะครอบคลุมไม่เท่ากันใน 4 ชั้น คือ การวัด การมองเห็น การวิเคราะห์ และการควบคุม ถ้าเอาแค่การวัดกับการมองเห็นมักเรียกว่า “ระบบมอนิเตอร์การใช้ไฟฟ้าในโรงงาน” ถ้ารวมการวิเคราะห์ด้วยมักเรียกว่า “ระบบบริหารจัดการพลังงาน EMS” และถ้ารวมถึงการควบคุมเพื่อป้องกันการเกินค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ตั้งไว้ มักเรียกว่า “การเฝ้าระวังดีมานด์” หรือ “การควบคุมดีมานด์” การจัดระเบียบแบบนี้จะช่วยลดความสับสน เวลาเปรียบเทียบใบเสนอราคา ขอให้ถามแต่ละบริษัทก่อนดูตัวเลขว่า “ครอบคลุมถึงชั้นไหนใน 4 ชั้น”

Q2. จะลดค่าไฟโรงงาน ควรเริ่มจากอะไร

เริ่มจากการแยกส่วนใบแจ้งหนี้ย้อนหลัง 12 เดือน แยกออกเป็นค่าพลังงานไฟฟ้า ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า ค่า Ft และ VAT แล้วดูว่าองค์ประกอบใดคิดเป็นเงินเท่าไร ถ้าโรงงานมีสัดส่วน On Peak สูง การเลื่อนพีคจะได้ผล ถ้าค่าความต้องการพลังไฟฟ้ามีน้ำหนักมาก การลดพีคจะได้ผล ถ้าเข้าไปที่การเปลี่ยนเครื่องจักรโดยไม่ได้เห็นเค้าโครงนี้ก่อน ผลตอบแทนต่อการลงทุนจะออกมายาก อนึ่ง อัตราค่าไฟและค่า Ft มีการปรับเปลี่ยน จึงต้องตรวจสอบกับค่าล่าสุดที่ ERC ประกาศและกับใบแจ้งหนี้ของตนเองเสมอ

Q3. การเฝ้าระวังดีมานด์ได้ผลจริงหรือไม่

ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าถูกกำหนดจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดภายในเดือน ซึ่งในหลายกรณีใช้ค่าสูงสุดของค่าเฉลี่ย 15 นาทีเป็นเกณฑ์ (ช่วงเวลาที่ใช้ตัดสินอาจต่างกันตามประเภทสัญญาและการไฟฟ้าที่จ่ายไฟ จึงควรตรวจสอบจากสัญญาหรือใบแจ้งหนี้) โรงงานที่เดินเครื่อง 24 ชั่วโมง 30 วัน จะมีช่วง 15 นาทีทั้งหมด 2,880 ช่วงต่อเดือน และเพียง 1 ช่วงในนั้นเป็นตัวกำหนดค่าบริการ คิดเป็นสัดส่วนเวลาประมาณ 0.03% นั่นคือ ต่อให้ประหยัดไฟในเวลาที่เหลือมากแค่ไหน ถ้ากด 1 ช่วงนั้นไม่ได้ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าก็ไม่ลด ในทางกลับกัน เพียงหลีกเลี่ยงการสตาร์ตพร้อมกันของเครื่องจักรที่สร้างพีค ก็มีช่องว่างให้เกิดผลได้ อย่างไรก็ตาม ขนาดของผลขึ้นอยู่กับน้ำหนักของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าในใบแจ้งหนี้ของท่าน จึงต้องเริ่มจากการตรวจสอบรายละเอียดในบิลก่อน

Q4. ติดตั้งเพิ่มกับเครื่องจักรเดิมได้หรือไม่

ส่วนใหญ่ทำได้ ทางเลือกมีทั้งการติด CT แบบแยกส่วน (Split Core / Clamp-on) เพิ่ม การใช้เอาต์พุตพัลส์ของมิเตอร์เดิม การอ่านค่ามิเตอร์ดิจิทัลเดิมผ่าน Modbus / RS-485 การดึงข้อมูลจาก PLC เดิม และการวัดชั่วคราวด้วยล็อกเกอร์แบบพกพา คอขวดไม่ใช่เทคโนโลยีแต่คือโอกาสดับไฟ เพราะการติดตั้ง CT ใหม่โดยหลักต้องหยุดวงจรเป้าหมาย ในโรงงานที่เดินเครื่อง 24 ชั่วโมง การจัดงานให้ตรงกับการหยุดซ่อมบำรุงประจำปีจะเป็นตัวกำหนดตารางของทั้งโครงการ สูตรสำเร็จคือเริ่มจากวิธีที่ไม่ต้องดับไฟก่อน

Q5. จำเป็นต้องขอการรับรอง ISO 50001 หรือไม่

ไม่จำเป็น แกนการตัดสินใจมี 3 ข้อ คือ ลูกค้าหรือบริษัทแม่เรียกร้องหรือไม่ ต้องการกรอบการบริหารร่วมกันสำหรับหลายฐานผลิตหรือไม่ และมีทีมที่รับภาระแรงงานในการขอและรักษาการรับรองได้หรือไม่ ถ้าไม่เข้าข่ายทั้งสามข้อ วิธีที่สมจริงคือนำเฉพาะกระบวนการที่มาตรฐานเรียกร้อง (การตั้งเส้นฐาน การนิยามตัวชี้วัดสมรรถนะ การตั้งเป้าหมายและแผนปฏิบัติ การทบทวนอย่างต่อเนื่อง) มาใช้เป็นกฎภายใน แล้วค่อยเดินหน้าขอการรับรองเมื่อจำเป็น อนึ่ง รายงานเรื่องโรงงานที่นำ ISO 50001 มาใช้ลดการใช้พลังงานได้ 12 ถึง 18% ในปีแรกและลดต่อเนื่องปีละ 4% เกิน 10 ปี รวมถึงการประมาณระยะเวลา 9 ถึง 18 เดือนจนถึงสภาพที่พร้อมขอการรับรอง ล้วนเป็นข้อมูลระดับโลก ไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะของไทย ส่วนงานวิจัยที่ระบุว่าค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิตลดลงประมาณ 26% เป็นงานวิจัยในประเทศจีนที่ศึกษาภาคการผลิตของจีน ไม่ใช่ตัวเลขของไทยหรือเวียดนาม

แหล่งอ้างอิง

• แนวโน้มค่าไฟฟ้าของไทย (ไวส์ดิจิทัล): https://www.wisebk.com/asean_news/367315/
• คำอธิบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทย: https://capsolar.co.th/en/knowledge/thailand-electricity-tariff
• คำอธิบายค่า Ft (ค่าไฟฟ้าผันแปร): https://capsolar.co.th/en/knowledge/ft-fuel-adjustment-charge-thailand
• มาตรการ Smart and Sustainable Industry ของ BOI: https://www.boi.go.th/upload/content/Smart_and_Sustainable_Industry.pdf
• เอกสารเกี่ยวกับระบบอนุรักษ์พลังงานของไทย (NEDO): https://www.nedo.go.jp/content/100961522.pdf
• ข่าวการทดลองใช้อัตราค่าไฟสองส่วนของเวียดนาม: https://vietnamnews.vn/economy/1725129/ministry-proposes-two-part-electricity-tariff-to-be-piloted-from-2026.html
• ข้อมูลอ้างอิงอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับภาคการผลิต: https://arcusenergyasia.com/resources/tariffs/manufacturing
• ช่วงบังคับใช้เต็มรูปแบบและขอบเขตของ CBAM: https://carboneer.earth/en/2025/12/cbam-definitive-period-scope-extension/
• การวิเคราะห์ผลกระทบของ CBAM ต่อเวียดนาม: https://terawatttimes.org/cbam-country-intelligence-vietnam-2026/
• งานวิจัยเกี่ยวกับ ISO 50001 และค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิต: https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0313592625001237
• งานวิจัยเกี่ยวกับการบริหารจัดการพลังงานด้วย IoT: https://link.springer.com/article/10.1007/s43926-025-00110-y