ระบบติดตามโซลาร์ในโรงงาน 2026 — 4 จุดบอดที่ทำให้ผลผลิตไฟฟ้าตกโดยไม่รู้ตัว

โรงงานที่ติดตั้งแผงโซลาร์ขนาด 500 kWp ไว้บนหลังคา มีน้อยมากที่ย้อนกลับมาตรวจสอบว่าเงินที่ประหยัดได้จริงนั้นถึงปีละ 3,150,000 THB ตามที่ประเมินไว้ตอนขออนุมัติงบหรือไม่ ระบบแบบใช้เองภายในโรงงานไม่ได้ขายไฟฟ้าออกไปไหน ผลลัพธ์จึงปรากฏออกมาในรูปของค่าไฟที่ลดลงเท่านั้น และการลดลงนั้นก็จมหายไปกับการปรับค่า Ft และปริมาณการผลิตที่ขึ้นลงในแต่ละเดือน บทความนี้จะจัดระเบียบงานติดตามระบบโซลาร์ของโรงงานเสียใหม่ ในฐานะงานที่ต้องนำฝั่งผลิตไฟ ฝั่งใช้ไฟ และฝั่งใบแจ้งค่าไฟ มาวางบนแกนเวลาเดียวกัน

โซลาร์ใช้เองภายในโรงงาน ต่อให้ผลผลิตตกก็ไม่ปรากฏในใบแจ้งค่าไฟ

ถ้าเป็นระบบที่ขายไฟเข้าสายส่ง ทุกเดือนจะมีเอกสารรับซื้อไฟส่งมา มีผู้ซื้อ มีราคาต่อ kWh ที่ตกลงกันไว้ และมีเงินโอนเข้าบัญชี ปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้จึงถูกกระทบยอดกับบุคคลที่สามทุกเดือนโดยอัตโนมัติ ถ้าตัวเลขคลาดเคลื่อน ฝ่ายบัญชีจะเห็นเอง

ระบบใช้เองไม่มีกลไกแบบนั้น ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากหลังคาโรงงานถูกใช้หมดอยู่ภายในรั้วโรงงาน ไม่มีการส่งมอบกับภายนอก จึงไม่มีเอกสารรับซื้อ ไม่มีใบแจ้งหนี้ ไม่มีรายละเอียดรายเดือนส่งมาให้ตรวจ ผลของการลงทุนปรากฏออกมาในรูปเดียวเท่านั้น คือไฟฟ้าที่ต้องซื้อจาก PEA หรือ MEA ลดลง

ปัญหาคือปริมาณไฟที่ซื้อนั้นขยับทุกเดือนด้วยเหตุผลอื่นที่ไม่เกี่ยวกับโซลาร์เลย ผลิตมากขึ้นก็ใช้ไฟมากขึ้น เพิ่มจาก 2 กะเป็น 3 กะก็มากขึ้น หน้าแล้งอากาศร้อนขึ้น ระบบปรับอากาศและเครื่องทำความเย็นก็เดินหนักขึ้น พอมีการปรับค่า Ft ราคาต่อหน่วยก็เปลี่ยนอีก ช่วงการแกว่งเหล่านี้กว้างพอกันหรือกว้างกว่าส่วนที่โซลาร์ช่วยประหยัดได้ด้วยซ้ำ พูดอีกอย่างคือ ตราบใดที่มองแค่ใบแจ้งค่าไฟ ต่อให้ผลผลิตของโซลาร์ตกไป 5% หรือตกไป 10% ก็แยกไม่ออกอยู่ดี

สภาพที่พบบ่อยในโรงงานญี่ปุ่นในประเทศไทยเป็นแบบนี้ จอแสดงผลที่ติดมากับอินเวอร์เตอร์เปิดใช้งานอยู่จริง มีจอตั้งอยู่หนึ่งเครื่องในห้องรับไฟหรือมุมหนึ่งของออฟฟิศ แสดงกราฟการผลิตไฟของวันนั้น แต่ไม่มีใครเปิดดูทุกวัน และต่อให้เปิดดู ก็จบลงที่ประโยคว่าวันนี้ฟ้าครึ้มเลยได้น้อย เพราะไม่มีเกณฑ์ให้เทียบ จึงตัดสินไม่ได้ว่าตัวเลขที่เห็นนั้นต่ำหรือไม่

เมื่อตัดสินไม่ได้แล้วปล่อยผ่านไปหลายปี อุปกรณ์ก็ค่อย ๆ เสื่อมลงอย่างเงียบ ๆ ฝุ่นสะสมหนาขึ้น สตริงหลุดไปหนึ่งวงจร วันที่สายการผลิตหยุดก็ผลิตไฟได้แต่ถูกลดกำลังผลิตลง แต่ละเรื่องมีขนาดเล็กและถูกกลบด้วยความผันผวนรายวัน ทว่าเมื่อรวมกันทั้งปี สำหรับโรงงานตัวอย่างในบทความนี้ มันคิดเป็น 26% ของเงินที่ควรจะประหยัดได้

งานติดตามคือการไล่จับ 26% ก้อนนี้ให้ได้จากนอกใบแจ้งค่าไฟ และการจะทำแบบนั้นได้ต้องเชื่อมสามเรื่องเข้าด้วยกัน หนึ่งคือฝั่งผลิตไฟ ผลิตได้จริงกี่ kWh และคิดเป็นกี่เปอร์เซ็นต์ของปริมาณที่ควรผลิตได้ สองคือฝั่งใช้ไฟ ไฟที่ผลิตออกมาแล้วโรงงานได้ใช้จริงหรือไม่ สามคือฝั่งใบแจ้งค่าไฟ ปริมาณไฟที่ซื้อลดลงตรงกับที่คำนวณไว้หรือไม่ ถ้าสามเรื่องนี้กระจายอยู่คนละหน้าจอ ก็จะไม่มีวันรู้ว่าสูญเสียไปตรงจุดไหน

โรงงานตัวอย่างของบทความนี้ – โซลาร์บนหลังคา 500 kWp ใช้เองทั้งหมด

ถ้าไม่มีตัวเลขที่จับต้องได้ การถกกันจะกลายเป็นนามธรรม บทความนี้จึงตั้งโรงงานตัวอย่างขึ้นมาหนึ่งแห่ง สมมติเป็นโรงงานประกอบและแปรรูปของทุนญี่ปุ่นในนิคมอุตสาหกรรมของไทย ที่ติดตั้งโซลาร์เพิ่มลงบนหลังคาอาคารเดิม

การคำนวณตรงไปตรงมา 500 kWp คูณ 1,400 kWh/kWp ได้ 700,000 kWh ต่อปี คูณด้วย 4.5 THB/kWh ได้ 3,150,000 THB ต่อปี ตัวเลข 3,150,000 THB นี้คือตัวเลขที่ขึ้นไปอยู่บนเอกสารขออนุมัติ และเป็นตัวเลขที่ทำให้การลงทุนผ่านการพิจารณา

มีข้อสังเกตกำกับสมมติฐานสองข้อ ข้อแรกคือผลผลิตจำเพาะ 1,400 kWh/kWp ต่อปี ตัวเลขนี้เป็นค่าที่ตั้งไว้ชั่วคราวตอนออกแบบ ในงานจริงควรดึงค่า PVOUT ตามพิกัดของโรงงานเอง ภายในประเทศไทยเอง ปริมาณรังสีอาทิตย์รายปีของภาคเหนือกับชายฝั่งภาคตะวันออกก็ต่างกัน และแม้จะอยู่ในพื้นที่เดียวกัน มุมเอียงและทิศทางของหลังคาก็ทำให้ผลลัพธ์เปลี่ยน ชุดข้อมูลรังสีอาทิตย์และศักยภาพการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ของประเทศไทยที่ธนาคารโลกและ ESMAP เผยแพร่ไว้นั้นใช้ได้ฟรี และดึงค่าตามพิกัดได้

ข้อที่สองคือราคาต่อหน่วยที่ใช้จริง 4.5 THB/kWh ตัวเลขนี้เป็นสมมติฐานของบทความ ซึ่งคิดจากค่าพลังงานไฟฟ้าช่วงกลางวันของอัตรา TOU บวกค่า Ft และภาษีมูลค่าเพิ่มเข้าไป ไม่ใช่ตัวเลขที่ปรากฏตรง ๆ ในตารางอัตราค่าไฟฟ้าที่ประกาศไว้ เพื่อเป็นข้อมูลอ้างอิง ช่วงราคาอย่างเป็นทางการที่สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนเผยแพร่ไว้ ณ การปรับปรุงวันที่ 30 มิถุนายน 2023 ระบุว่า ผู้ใช้ไฟรายใหญ่แบบ TOU มีค่าพลังงานไฟฟ้าช่วง on-peak อยู่ที่ 4.10 ถึง 4.33 THB/kWh และช่วง off-peak อยู่ที่ 2.58 ถึง 2.64 THB/kWh นอกจากนี้ยังมีค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ 74.14 ถึง 332.71 THB/kW และค่าปรับตัวประกอบกำลังไฟฟ้าที่ 56.07 THB/kVAR เมื่อกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟเกิน 61.97% ของความต้องการพลังไฟฟ้าจริง สิ่งที่โซลาร์บนหลังคาเข้าไปแทนที่โดยพื้นฐานคือค่าพลังงานไฟฟ้าช่วงกลางวัน ราคาต่อหน่วยที่ใช้จริงจึงลงเอยอยู่ที่ระดับของช่วง on-peak บวกค่า Ft และภาษีมูลค่าเพิ่ม ส่วนราคาต่อหน่วยที่ใช้จริงของโรงงานตนเองนั้น คำนวณได้จากการดึงตัวเลข kWh และจำนวนเงินของช่วงกลางวันจากใบแจ้งค่าไฟย้อนหลัง 12 เดือนมาหารกัน

อนึ่ง การบริหารค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเป็นคนละเรื่องกับการติดตามระบบโซลาร์ วิธีกดความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในช่วง 15 นาทีนั้นอยู่ในคู่มือการติดตั้งระบบติดตามพลังงานไฟฟ้าในโรงงาน แล้ว ขอให้ดูที่บทความนั้นแทน บทความนี้จำกัดขอบเขตไว้ที่การวัดไฟฟ้าที่โรงงานผลิตขึ้นเองเท่านั้น

4 จุดบอดที่ทำให้ผลผลิตไฟฟ้าตกลง

สาเหตุที่ผลผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าที่ตั้งไว้แยกได้เป็น 4 กลุ่ม จุดร่วมของทั้งสี่กลุ่มคือ แต่ละกลุ่มเมื่ออยู่ลำพังจะมีขนาดเล็กพอที่จะถูกกลบด้วยความผันผวนรายวัน ความรู้สึกของคนหน้างานจึงจับไม่ได้

ต่อไปจะไล่ดูเนื้อในทีละข้อ ข้อสุดท้ายคือรูรั่วที่ใหญ่ที่สุด และมีธรรมชาติที่ทำให้ถูกมองข้ามมากที่สุดด้วย

จุดบอดที่ 1 – ฝุ่นออกฤทธิ์อย่างช้า ๆ จนไม่มีใครรู้สึก

หน้าแล้งของไทยตั้งแต่เดือนพฤศจิกายนถึงเดือนเมษายน ฝุ่นจะสะสมบนหลังคาโรงงานในนิคมอุตสาหกรรม ถ้ามีโรงหล่อหรือโรงงานที่จัดการผงวัตถุดิบอยู่ใกล้เคียง การสะสมจะเร็วขึ้นอีก มูลนกมีพื้นที่เล็กก็จริง แต่ถ้าบังเซลล์ใดเซลล์หนึ่งจนมิด กระแสของทั้งสตริงที่มีเซลล์นั้นอยู่จะถูกฉุดลงตามไปด้วย

ความน่ารำคาญของฝุ่นคือมันไม่ได้ทำให้ผลผลิตตกไป 20% ในคืนเดียว มันออกฤทธิ์อย่างเงียบ ๆ ในจังหวะประมาณ 0.2% ต่อสัปดาห์ หรือ 1% ต่อเดือน มนุษย์ไม่สามารถรับรู้การเปลี่ยนแปลงที่ความเร็วระดับนี้ได้ และมีลักษณะที่ว่ายิ่งเป็นคนที่เห็นทุกวันยิ่งไม่ทันสังเกต

ถ้าตั้งว่าโรงงานตัวอย่างสูญเสียเฉลี่ยทั้งปี 4% จะได้ 700,000 kWh คูณ 0.04 เท่ากับ 28,000 kWh คิดเป็นเงิน 28,000 คูณ 4.5 เท่ากับ 126,000 THB ซึ่งมากกว่าค่าจ้างผู้รับเหมาทำความสะอาดหนึ่งครั้งอย่างเห็นได้ชัด ทั้งที่เป็นแบบนั้น โรงงานจำนวนมากกลับหมุนรอบการล้างตามปฏิทิน เช่นปีละ 2 ครั้ง การหมุนตามปฏิทินทำให้เกิดภาพกลับหัวได้ตามปกติ คือไปล้างตอนหลังหมดฝนที่แผงยังไม่สกปรก แล้วไม่ได้ล้างตอนปลายหน้าแล้งที่ฝุ่นสะสมหนาที่สุด

จุดบอดที่ 2 – สตริงหยุดไป 1 วงจร ภาพรวมเห็นแค่ 4%

โรงงานตัวอย่างมีโครงสร้าง 25 วงจร วงจรละ 20 kWp เมื่อวงจรหนึ่งหยุดผลิตไฟจากฟิวส์ขาด คอนเนกเตอร์หลวม หรือช่องอินพุตหนึ่งช่องของอินเวอร์เตอร์เสีย กำลังผลิตของทั้งระบบจะลดลง 4%

ตัวเลข 4% เล็กกว่าความผันผวนรายวันจากสภาพอากาศมาก ถ้ามีเมฆแทรกเข้ามา ผลผลิตขยับ 30% ได้อย่างสบาย ดังนั้นการติดตามที่ดูเฉพาะค่ารวมของอินเวอร์เตอร์จึงตรวจจับการหยุดของสตริงหนึ่งวงจรไม่ได้โดยหลักการ ตรงนี้คือประเด็นสำคัญ ไม่ใช่เรื่องสังเกตยาก แต่คือการอ่านค่ารวมนั้นไม่มีข้อมูลชิ้นนั้นอยู่ตั้งแต่แรก

หากปล่อยไว้ครึ่งปี ความสูญเสียคือ 20 kWp คูณ 1,400 kWh/kWp คูณ 0.5 ปี เท่ากับ 14,000 kWh คิดเป็นเงิน 14,000 คูณ 4.5 เท่ากับ 63,000 THB สาเหตุส่วนใหญ่คือฟิวส์หนึ่งตัวหรือคอนเนกเตอร์หนึ่งชิ้น ค่าอะไหล่อยู่ในระดับไม่กี่ร้อย THB สิ่งที่ทำให้เสียหาย 63,000 THB จึงไม่ใช่อะไหล่ แต่คือครึ่งปีที่มองไม่เห็น

จุดบอดที่ 3 – การลดทอนจากอุณหภูมิไม่ใช่ความผิดปกติ จึงต้องคิดเผื่อไว้ในค่าคาดหวังของ PR

บนหลังคาในประเทศไทย อุณหภูมิแผงขึ้นไปถึง 55 ถึง 65 องศาเซลเซียส สัมประสิทธิ์อุณหภูมิของกำลังผลิตสูงสุดสำหรับแผงผลึกซิลิคอนอยู่ที่ราว -0.35% ต่อองศาเซลเซียส ดังนั้นถ้าสูงขึ้น 35 องศาจากสภาวะทดสอบมาตรฐานที่ 25 องศาเซลเซียส กำลังผลิตจะลดลงราวสิบกว่าเปอร์เซ็นต์ตามหลักการ การติดตั้งบนหลังคามีการระบายอากาศด้านหลังแผงแย่กว่าการติดตั้งบนพื้น ผลกระทบนี้จึงออกมาแรงกว่า

นี่ไม่ใช่ความเสียหาย แต่เป็นปรากฏการณ์ทางฟิสิกส์ที่รู้อยู่แล้วตั้งแต่ตอนออกแบบ และเป็นสิ่งที่ควรบวกเข้าไปในฝั่งค่าคาดหวัง ถ้าประเมิน PR โดยไม่คิดเผื่อส่วนนี้ จะกลายเป็นการวินิจฉัยผิดว่าระบบที่แข็งแรงดีนั้นมีอาการผิดปกติ ในทางกลับกัน ถ้าเอาการสูญเสียจากอุณหภูมิมาอธิบายทุกเรื่อง ก็จะพลาดความผิดปกติของจริงไปแทน

ข้อสรุปเชิงปฏิบัติมีข้อเดียว คือกำหนดค่าคาดหวังของ PR ตามสภาพภูมิอากาศของไทยไว้ตั้งแต่แรก สำหรับระบบติดตั้งใหม่ 75 ถึง 80% เป็นเกณฑ์ที่ใช้ได้ ถ้ายกค่าออกแบบจากญี่ปุ่นมาใช้ตรง ๆ ค่าคาดหวังจะสูงเกินไปจนทุกวันกลายเป็นวันผิดปกติ แล้วสุดท้ายจะไม่มีใครดูการแจ้งเตือนอีกเลย

จุดบอดที่ 4 – การลดกำลังผลิตจากการควบคุมไม่จ่ายไฟย้อนกลับ ระบบปกติดีแต่กำลังทิ้งไฟ

นี่คือรูรั่วที่ใหญ่ที่สุด ระบบที่ใช้ไฟเองทั้งหมดและควบคุมไม่จ่ายไฟย้อนกลับนั้นไม่ได้รับอนุญาตให้จ่ายไฟย้อนเข้าสายส่ง เมื่อโหลดของโรงงานต่ำกว่ากำลังผลิตไฟฟ้า อินเวอร์เตอร์จะหรี่กำลังลง ในแง่ของการป้องกันไฟไหลย้อนกลับ นี่คือการทำงานที่ถูกต้องและเป็นการป้องกันที่ควรมี แต่ข้อเท็จจริงที่ว่ากำลังทิ้งไฟฟ้าที่ผลิตได้นั้นก็ยังไม่เปลี่ยน

เกิดขึ้นเมื่อไร คำตอบคือวันที่การผลิตหยุด ทั้งวันหยุดสุดสัปดาห์ วันหยุดนักขัตฤกษ์ของไทย วันหยุดยาวช่วงสงกรานต์ และการหยุดตามแผนเพื่อตรวจนับสต๊อกหรือบำรุงรักษาประจำปี โรงงานตัวอย่างตั้งว่าปริมาณไฟที่ควรผลิตได้ในวันหยุดเหล่านี้รวมกันเท่ากับ 210,000 kWh ซึ่งเท่ากับ 3 ใน 10 ของผลผลิตต่อปี 700,000 kWh พอดี สัดส่วนจริงขึ้นอยู่กับปฏิทินการเดินเครื่อง จึงควรแทนที่ด้วยจำนวนวันทำงานของโรงงานตนเอง

วันที่หยุดผลิตก็ใช่ว่าไฟฟ้าในโรงงานจะเป็นศูนย์ ยังมีโหลดฐานเหลืออยู่ ทั้งเครื่องทำความเย็น ห้องเซิร์ฟเวอร์ ไฟส่องสว่างเพื่อการรักษาความปลอดภัย เครื่องลดความชื้นในคลังแม่พิมพ์ และระบบปรับอากาศที่รอสแตนด์บาย โรงงานตัวอย่างตั้งส่วนนี้ไว้ที่ 70,000 kWh หมายความว่าจาก 210,000 kWh นั้นใช้ได้จริงเพียง 70,000 kWh ส่วนต่าง 140,000 kWh ถูกทิ้งไปโดยไม่ได้ผลิต คิดเป็นเงิน 140,000 คูณ 4.5 เท่ากับ 630,000 THB

การตีมูลค่าเป็นเงินต้องมีข้อสังเกตกำกับ เพราะวันหยุดส่วนใหญ่คือวันเสาร์อาทิตย์และวันหยุดนักขัตฤกษ์ ซึ่งในอัตรา TOU ถือเป็นช่วง off-peak ตลอดทั้งวัน มูลค่าที่แท้จริงของไฟที่ทิ้งไปจึงเปลี่ยนไปตามว่าวันนั้นเป็น on-peak หรือ off-peak บทความนี้ใช้ 4.5 THB/kWh ตลอดทั้งปีเพื่อเทียบจุดบอดต่าง ๆ ด้วยไม้บรรทัดอันเดียวกัน ถ้าตีด้วยราคา off-peak จำนวนเงินจะเล็กลง แต่ถึงอย่างนั้น ข้อเท็จจริงที่ว่ามันใหญ่ที่สุดในบรรดาความสูญเสียทั้ง 3 รายการก็ยังไม่เปลี่ยน

สิ่งที่ยุ่งยากคือปรากฏการณ์นี้ไม่ติดกับดักของการตรวจสอบใด ๆ เลย แผงไม่สกปรก สตริงยังมีชีวิตครบทุกวงจร อินเวอร์เตอร์ไม่ขึ้น error ค่าความต้านทานฉนวนก็ปกติ เรียกผู้รับเหมาบำรุงรักษามาก็กลับไปพร้อมคำว่าไม่พบความผิดปกติ เพราะฝั่งอุปกรณ์ไม่ได้เกิดอะไรขึ้นจริง ๆ ต้นเหตุอยู่ที่ฝั่งแผนการเดินเครื่อง และจะเห็นตัวตนของมันได้ก็ต่อเมื่อวางฝั่งผลิตไฟกับฝั่งใช้ไฟไว้บนแกนเวลาเดียวกันแล้วเท่านั้น

รวม 3 รายการที่ตีเป็นเงินได้ หายไป 26% ของเงินที่ควรประหยัด

รวม 3 รายการที่ตีเป็นเงินไว้แล้ว 126,000 บวก 63,000 บวก 630,000 เท่ากับ 819,000 THB ต่อปี เทียบกับเงินที่ควรประหยัดได้ 3,150,000 THB คิดเป็น 26% ส่วนจุดบอดที่ 3 เรื่องอุณหภูมินั้นเป็นสิ่งที่ต้องคิดเผื่อไว้ในการออกแบบ จึงไม่ได้รวมอยู่ในยอดนี้ ความสูญเสียทั้ง 3 รายการมีช่วงเวลาที่เกิดซ้อนทับกันอยู่บ้าง หากคิดอย่างเคร่งครัดจึงนับซ้ำอยู่ในระดับหลักหมื่น THB แต่ไม่ได้ใหญ่พอจะทำให้อ่านหลักของตัวเลขผิดไป

ขอให้สังเกตน้ำหนักของรายการย่อย จาก 819,000 THB นั้นเป็นส่วนของการลดกำลังผลิตถึง 630,000 THB หรือมากกว่าสามในสี่ ต่อให้ล้างแผงหรือเพิ่มรอบการตรวจสอบ เงิน 630,000 THB ก้อนนี้ก็ไม่กลับคืนมาแม้แต่ 1 THB สิ่งที่ล้างแล้วได้คืนคือ 126,000 THB ต่างหาก พอได้ยินว่าผลผลิตของโซลาร์น้อยกว่าที่คาด คนส่วนใหญ่จะนึกถึงการล้างแผงและการตรวจสอบเป็นอย่างแรก แต่เมื่อเรียงตามขนาดของเงิน ลำดับความสำคัญกลับตรงกันข้าม

วัดอะไรบ้าง – 3 ตัวชี้วัดคือ PR ผลผลิตจำเพาะ และอัตราการใช้ไฟเอง

การจะแยกแยะจุดบอดทั้ง 4 ออกจากกันต้องใช้ตัวชี้วัด 3 ตัว ตัวเดียวไม่พอ

PR คือตัวชี้วัดที่เทียบได้กับการตรวจสุขภาพของระบบโซลาร์ เพราะทำให้ผลกระทบของสภาพอากาศถูกปรับให้เป็นมาตรฐานผ่านตัวหาร คำอธิบายที่ว่าวันนี้ฟ้าครึ้มจึงใช้ไม่ได้อีกต่อไป อย่างไรก็ตาม PR เป็นตัวชี้วัดเชิงประกอบ ค่าของ PR เพียงอย่างเดียวจึงบอกไม่ได้ว่าที่ตกลงนั้นเป็นเพราะฝุ่น เพราะสตริงหาย เพราะอุณหภูมิสูง หรือเพราะการลดกำลังผลิต การจะแยกแยะต้องใช้กระแสรายสตริง อุณหภูมิแผง และอัตราการใช้ไฟเองที่จะกล่าวถึงต่อไป

ผลผลิตจำเพาะคือทางเลือกที่สมจริงสำหรับระบบเดิมที่ไม่มีไพราโนมิเตอร์ ขอเพียงมีล็อกของอินเวอร์เตอร์ก็คำนวณได้ตั้งแต่วันนี้ จุดอ่อนคือดูดซับความต่างของสภาพอากาศไม่ได้ ต่อให้ตกลง 8% เทียบกับเดือนเดียวกันของปีก่อน ก็แยกไม่ออกว่ามาจากปริมาณฝนที่ต่างกันในหน้าแล้ง หรือมาจากความเสื่อมของอุปกรณ์ ดังนั้นขอให้ใช้ผลผลิตจำเพาะในฐานะตัวชี้วัดสำหรับดูแนวโน้ม ไม่ใช่สำหรับตามหาความผิดปกติ

อัตราการใช้ไฟเองมีลักษณะต่างออกไปโดยสิ้นเชิง มันไม่ใช่ตัวชี้วัดของฝั่งผลิตไฟ แต่เป็นตัวชี้วัดที่จะได้มาก็ต่อเมื่อเอาฝั่งผลิตไฟกับฝั่งใช้ไฟมากระทบยอดกันแล้วเท่านั้น ต่อให้เก็บข้อมูลจากอินเวอร์เตอร์อย่างละเอียดเพียงใด ตัวเลขนี้ก็ไม่มีวันออกมา และนี่คือตัวชี้วัดตัวเดียวที่ตรวจจับการลดกำลังผลิตในจุดบอดที่ 4 ได้ วันทำงานจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 95% ขึ้นไป ส่วนวันหยุดจะตกลงมาก และระยะที่ตกลงมานั้นคือปริมาณไฟที่กำลังถูกทิ้งพอดี

ตรงนี้ขอให้ระวังอย่าเลือกตัวหารผิด ในระบบที่ควบคุมไม่จ่ายไฟย้อนกลับ ไฟฟ้าส่วนที่ถูกลดกำลังผลิตจะไม่ถูกบันทึกเป็นผลผลิตตั้งแต่แรก ดังนั้นถ้าวางผลผลิตจริงไว้ที่ตัวหาร ต่อให้เป็นวันที่มีการลดกำลังผลิต อัตราการใช้ไฟเองก็จะติดอยู่ใกล้ 100% และตรวจจับอะไรไม่ได้เลย ตัวหารต้องใช้ปริมาณไฟฟ้าที่ควรผลิตได้ซึ่งคำนวณจากค่าความเข้มแสง เหตุผลที่ย้ำว่าไพราโนมิเตอร์คือจุดแยกทางของการออกแบบระบบติดตาม จึงไม่ได้มีไว้เพื่อ PR อย่างเดียว แต่มีไว้เพื่อสร้างตัวหารตัวนี้ด้วย

ความหมายเชิงปฏิบัติของการวางตัวชี้วัดทั้ง 3 ไว้ข้างกัน อยู่ตรงที่มาตรการรับมือกลับด้านกันคนละขั้ว แต่เนื่องจาก PR ตกได้แม้เกิดจากการลดกำลังผลิต จึงห้ามเห็น PR ตกแล้ววิ่งไปที่ฝั่งอุปกรณ์ทันที ลำดับถูกกำหนดไว้แล้ว เริ่มจากดูอัตราการใช้ไฟเองก่อน ถ้าวันทำงานยังรักษาระดับ 95% ขึ้นไปได้แต่ PR ตก แสดงว่าเป็นปัญหาฝั่งอุปกรณ์ ให้เดินหน้าไปที่การล้าง การตรวจสอบ และการเปลี่ยนอะไหล่ ในทางกลับกัน ถ้า PR ที่ตกกระจุกอยู่ในวันหยุด และวันนั้นโหลดของโรงงานหายไปเอง แสดงว่าอุปกรณ์แข็งแรงดี ล้างหรือตรวจสอบไปก็ไม่มีอะไรเปลี่ยน สิ่งที่ควรเดินหน้าคือการออกแบบโหลดในวันหยุด ความจำเป็นของระบบกักเก็บพลังงาน หรือการทบทวนแผนการผลิตเอง ต่อให้เป็นอาการเดียวกันว่าผลผลิตลดลง ถ้าลงมือโดยไม่แยกแยะก่อน ก็จะพลาดเป้าอย่างแน่นอน

IEC 61724-1 ไม่ได้กำหนดแค่ความแม่นยำของอุปกรณ์

การติดตามสมรรถนะของระบบผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์มีมาตรฐานสากลกำกับอยู่ นั่นคือ IEC 61724-1 ชื่อเต็มว่า Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring ฉบับปัจจุบันคือ Edition 2.0 เผยแพร่เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2021

ขอสรุปเฉพาะประเด็นที่คนหน้างานควรรู้ ประเด็นแรก ฉบับปี 2021 ได้ยกเลิก Class C ออกไป เหลือเป็น 2 ระดับคือ Class A และ Class B ถ้าเอกสารเก่าหรือข้อเสนอโครงการยังระบุ Class C อยู่ นั่นแปลว่าเอกสารนั้นอ้างอิงฉบับปี 2017 หรือก่อนหน้า

ประเด็นที่สอง มาตรฐานกำหนดข้อกำหนดด้านความแม่นยำไว้สำหรับไพราโนมิเตอร์ เซนเซอร์อุณหภูมิแผง และมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้า แยกกันแต่ละตัว ถึงตรงนี้ยังเป็นเรื่องของฮาร์ดแวร์ แต่สิ่งที่มาตรฐานเรียกร้องไม่ได้มีเท่านั้น ระดับ Class ถูกกำหนดโดยรวมเอารอบการสอบเทียบ ขั้นตอนการตรวจสอบ วิธีจัดการข้อมูลที่ขาดหาย ไปจนถึงวิธีตรวจสอบคุณภาพข้อมูลเข้าไว้ด้วย พูดอีกอย่างคือไม่ใช่ว่าซื้อไพราโนมิเตอร์ความแม่นยำสูงมาหนึ่งตัวแล้วจะกลายเป็น Class A ประเด็นนี้มีผลตอนเปรียบเทียบใบเสนอราคา ข้อเสนอที่เรียงแต่รุ่นของเซนเซอร์ โดยไม่เขียนถึงการดำเนินงานด้านการสอบเทียบและการตรวจสอบ คือข้อเสนอที่ตอบโจทย์มาตรฐานได้เพียงครึ่งเดียว

ประเด็นที่สาม ฉบับปี 2021 ยังกำหนดวิธีวัดอัตราการสะสมฝุ่นหรือ soiling ratio และการติดตามแผงชนิดสองหน้าไว้ด้วย ถ้าต้องการเปลี่ยนไปสู่การกำหนดรอบการล้างด้วยอัตราการสะสมฝุ่นแทนการกำหนดตามปฏิทิน ส่วนนี้คือสิ่งที่ใช้ยึดเป็นหลักได้

จุดแยกทางที่ใหญ่ที่สุดสำหรับงานจริงในโรงงานคือ จะติดไพราโนมิเตอร์หรือไม่ ถ้าไม่มีไพราโนมิเตอร์ก็สร้างตัวหารของ PR ไม่ได้ และคำนวณ PR ไม่ออก เมื่อคำนวณ PR ไม่ออก การที่ผลผลิตลดลงก็จะอธิบายด้วยสภาพอากาศได้ทั้งหมด กลับกัน นับตั้งแต่วินาทีที่ติดไพราโนมิเตอร์เข้าไปหนึ่งชุด คำอธิบายด้วยสภาพอากาศจะใช้ไม่ได้อีก จุดแยกทางของการออกแบบระบบติดตามอยู่ตรงนี้

วิธีวางโครงสร้างระบบติดตามโซลาร์ของโรงงาน

ขอยกประเด็นที่ขาดไม่ได้ในการกำหนดโครงสร้าง ต่อให้ขนาดของระบบหรือยี่ห้อของอุปกรณ์เปลี่ยนไป 5 ข้อนี้ก็ไม่เปลี่ยน

• ดึงข้อมูลจากอินเวอร์เตอร์ผ่าน Modbus TCP หรือ SunSpec ให้ลึกถึงระดับกระแสรายสตริง โครงสร้างที่อ่านเฉพาะค่ารวมของอินเวอร์เตอร์จะมองไม่เห็นสตริงที่หายไปตามจุดบอดที่ 2 โดยหลักการ อินเวอร์เตอร์ระดับอุตสาหกรรมส่วนใหญ่เก็บค่ากระแสรายสตริงไว้อยู่แล้ว แต่บางรุ่นไม่ได้แสดงบนหน้าจอติดตามมาตรฐาน ขอให้ขอ register map มาตรวจก่อนติดตั้งว่าอ่านค่ากระแสรายสตริงได้หรือไม่
• ติดไพราโนมิเตอร์ระนาบแผงและเซนเซอร์อุณหภูมิหลังแผงอย่างน้อย 1 ชุด นี่คือวิธีเดียวที่จะสร้างตัวหารของ PR ได้ ไพราโนมิเตอร์ต้องติดตั้งด้วยมุมเอียงและทิศทางเดียวกับแผง ไม่เช่นนั้นจะไม่มีความหมาย ถ้าคำนวณ PR ด้วยค่าจากไพราโนมิเตอร์ที่วางในแนวระนาบ จะเกิดความคลาดเคลื่อนเชิงระบบที่เปลี่ยนไปตามฤดูกาล
• วางมิเตอร์ของจุดรับไฟและฟีดเดอร์หลักไว้บนแกนเวลาเดียวกัน อัตราการใช้ไฟเองเกิดขึ้นได้ที่ตรงนี้เท่านั้น ถ้าเวลาไม่ตรงกัน ช่วงเวลาที่เกิดการลดกำลังผลิตกับช่วงเวลาที่โหลดหายไปจะไม่ตรงกัน และจะอ่านความเป็นเหตุเป็นผลไม่ออก การเทียบเวลาด้วย NTP คือเงื่อนไขขั้นต่ำ
• ถ้ามีระบบติดตามพลังงานไฟฟ้าอยู่แล้ว อย่าตั้งหน้าจอเฉพาะของโซลาร์ขึ้นมาต่างหาก ให้รวมไว้บนฐานเดียวกัน เมื่อหน้าจอแตกเป็น 2 ชุด จะไม่เหลือใครที่กระทบยอดฝั่งผลิตไฟกับฝั่งใช้ไฟอีกเลย วิธีวางฐานข้อมูลนั้นเรียบเรียงไว้ในคู่มือการติดตั้งระบบติดตามพลังงานในโรงงาน แล้ว ถ้ามีโครงสร้างเดิมอยู่ ขอให้ต่อยอดจากตรงนั้น
• ความละเอียดในการจัดเก็บอย่างน้อย 15 นาที การลดกำลังผลิตของระบบที่ไม่จ่ายไฟย้อนกลับออกฤทธิ์ในระดับไม่กี่นาที ถ้าเก็บไว้แต่ยอดรวมรายวัน การลดกำลังผลิตจะละลายหายไปในค่าเฉลี่ย ถ้าเป็นไปได้ควรเก็บค่าดิบที่ความละเอียด 1 นาที แล้วค่อยสร้างยอดรวมในชั้นถัดไป ซึ่งปลอดภัยกว่า

ก่อนกำหนดโครงสร้าง ถ้าเป็นระบบที่ติดตั้งไปแล้ว ขอให้สำรวจของเดิมก่อน สิ่งที่ต้องตรวจคือ รุ่นของอินเวอร์เตอร์และการมีอยู่ของพอร์ตสื่อสาร ความเป็นไปได้ในการอ่านค่ากระแสรายสตริง ตำแหน่งติดตั้งและมาตรฐานการสื่อสารของมิเตอร์เดิม และล็อกของอินเวอร์เตอร์ย้อนหลังกี่ปี ถ้ามีล็อกเหลืออยู่ 1 ปี ก็เริ่มทำสิ่งที่ทำได้ตั้งแต่วันนี้ได้เลย คือนำผลผลิตจำเพาะรายเดือนไปวางเทียบกับปีก่อน โดยไม่ต้องเพิ่มเซนเซอร์แม้แต่ตัวเดียว

ถ้าจะนำปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ไปใช้ในการรายงานการลดการปล่อย CO2 ขอให้ตกลงวิธีเลือกค่าสัมประสิทธิ์และนิยามของช่วงเวลาที่รวบรวมข้อมูลไว้ก่อน ส่วนนี้อธิบายไว้ในการทำให้ปริมาณการปล่อย CO2 มองเห็นได้ แล้ว ต่อให้ข้อมูลดิบของการติดตามเป็นชุดเดียวกัน พอเพิ่มวัตถุประสงค์ด้านการรายงานเข้ามา ความละเอียดและระยะเวลาจัดเก็บที่ต้องการก็เปลี่ยนไป

ค่าใช้จ่ายของระบบติดตาม 5 ชั้น และระยะเวลาคืนทุน

ถ้าเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในรูปใบเสนอราคาก้อนเดียวจะตัดสินใจไม่ได้ พอแบ่งเป็นชั้น ๆ จะเห็นว่าถ้าตัดตรงไหนออกแล้วจะมองไม่เห็นอะไร

เหตุที่ชั้นที่ 2 มีช่วงกว้างมาก เป็นเพราะระดับชั้นของไพราโนมิเตอร์ทำให้ราคาต่างกันเกินเท่าตัว จะพอด้วยระดับเทียบเท่า Class B หรือจำเป็นต้องใช้ระดับเทียบเท่า Class A นั้นขึ้นอยู่กับวัตถุประสงค์ของการติดตาม ถ้าเป้าหมายคือการปรับปรุงการเดินเครื่องภายในองค์กร ระดับเทียบเท่า Class B ก็ทำงานได้เพียงพอแล้ว ส่วนชั้นที่ 3 จะเป็น 0 ก็ต่อเมื่อมีระบบติดตามพลังงานไฟฟ้าอยู่แล้ว และปริมาณไฟฟ้าที่จุดรับไฟอยู่บนฐานเดียวกันแล้ว ในทางกลับกัน ที่จะเหวี่ยงขึ้นไปถึง 400,000 THB คือกรณีที่ต้องติดตั้งมิเตอร์ใหม่ ดัดแปลงตู้ เพิ่ม CT และมีงานที่ต้องดับไฟ

ช่วงของค่าใช้จ่ายเริ่มต้นเมื่อรวมชั้นที่ 1 ถึงชั้นที่ 4 อยู่ที่ 340,000 ถึง 1,400,000 THB ขอบล่างคือกรณีที่ชั้นที่ 3 เป็น 0 ขอบบนคือกรณีที่คิดเต็มจำนวนทุกชั้น ส่วนชั้นที่ 5 เป็นค่าใช้จ่ายรายปีจึงไม่รวมอยู่ในค่าใช้จ่ายเริ่มต้น

ขอตั้งโครงสร้างระดับกลางไว้ที่ 900,000 THB สิ่งที่เอากลับคืนมาได้ไม่ใช่ทั้งหมดของ 819,000 THB ที่คำนวณไว้ก่อนหน้า เพราะการลดกำลังผลิตบางส่วนขยับไม่ได้จริง ๆ ด้วยข้อจำกัดของแผนการผลิต และฝุ่นก็ทำให้เป็น 0% ไม่ได้ ถ้าตั้งว่าเอากลับมาได้ 6 ใน 10 จะได้ราว 490,000 THB ต่อปี ระยะคืนทุนแบบง่ายคือ 900,000 หารด้วย 490,000 เท่ากับ 1.8 ปี

ขอให้ระวังอย่าเรียงลำดับการตัดผิด สิ่งที่มักถูกตัดเป็นอันดับแรกคือไพราโนมิเตอร์ในชั้นที่ 2 แต่พอตัดตรงนี้ออกก็จะคำนวณ PR ไม่ได้ และเกณฑ์สำหรับประเมินข้อมูลที่เก็บมาจากชั้นอื่น ๆ ก็หายไปด้วย สิ่งที่มักถูกตัดเป็นอันดับถัดมาคือชั้นที่ 3 แต่พอตัดตรงนี้ออกก็จะคำนวณอัตราการใช้ไฟเองไม่ได้ และการลดกำลังผลิตซึ่งกินสัดส่วนสามในสี่ของจำนวนเงินก็จะมองไม่เห็น สิ่งที่ตัดแล้วกระทบน้อยคือความลึกของการทำชั้นที่ 4 นั่นคือจำนวนหน้าจอของแดชบอร์ดและขอบเขตของการสร้างรายงานอัตโนมัติ

โครงสร้างที่ตั้งชั้นที่ 5 ไว้เป็น 0 นั้นไม่แนะนำ ต่อให้เซนเซอร์และแดชบอร์ดครบถ้วน แต่ถ้ายังไม่ได้กำหนดว่าใครดูอะไรแล้วทำอะไรต่อ ข้อมูลก็จะเอาแต่พอกขึ้นเรื่อย ๆ ต้องกำหนดเกณฑ์ กำหนดรูปแบบรายงานประจำวัน และเชื่อมการตัดสินใจเรื่องการล้างเข้ากับอัตราการสะสมฝุ่น การจัดสรรงบปีละ 60,000 ถึง 180,000 THB ให้กับการออกแบบการดำเนินงานนี้คุ้มค่าเพียงใด เห็นได้ชัดจากรายการย่อยของ 819,000 THB

กฎระเบียบของไทย – กฎกระทรวงเดือนธันวาคม 2024 ทำให้โซลาร์บนหลังคาไม่ต้องมี รง.4

การขออนุญาตสำหรับการติดตั้งโซลาร์บนหลังคาโรงงานในประเทศไทยเปลี่ยนไปอย่างมากเมื่อปลายปี 2024

กฎกระทรวง กำหนดประเภท ชนิด และขนาดของโรงงาน (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2567 ประกาศเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2024 และมีผลบังคับใช้ในวันถัดมาคือวันที่ 28 ธันวาคม 2024 ผลก็คือ การติดตั้งโซลาร์บนหลังคาที่อยู่นอกนิคมอุตสาหกรรมไม่ต้องมี รง.4 หรือใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานอีกต่อไป ไม่ว่าจะมีขนาดกำลังผลิตเท่าใดก็ตาม ก่อนหน้านั้นระบบที่มีขนาดเกิน 1,000 kW จะต้องมีใบอนุญาตนี้ สำหรับโรงงานที่กำลังพิจารณาขยายจากระดับ 500 kWp ไปสู่ระดับ 1 MW จึงเท่ากับว่าขั้นบันไดด้านกระบวนการหายไปหนึ่งขั้น

อย่างไรก็ตาม ไม่ได้แปลว่าการแจ้งและการขออนุญาตทั้งหมดหายไป ขอยกรายการหลักที่ยังเหลืออยู่ในทางปฏิบัติ ประการแรกคือใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานของ กกพ. หรือการแจ้งเพื่อขอยกเว้น ถ้ากำลังผลิตรวมต่ำกว่า 1,000 kVA จะได้รับยกเว้นใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า แต่ถึงจะได้รับยกเว้น ก็ยังต้องแจ้งต่อ กกพ. อยู่ดี คำว่าได้รับยกเว้นกับคำว่าไม่ต้องทำอะไรเลยนั้นไม่เหมือนกัน ประการที่สองคือการขออนุญาตด้านอาคาร การพิจารณาน้ำหนักบรรทุกของหลังคาและใบอนุญาตดัดแปลงอาคารยังคงอยู่ต่างหาก กรณีติดตั้งเพิ่มบนหลังคาเดิม การคำนวณโครงสร้างเป็นสิ่งที่เลี่ยงไม่ได้ ประการที่สามคือการอนุมัติเชื่อมต่อระบบไฟฟ้ากับ PEA หรือ MEA แม้จะเดินระบบแบบไม่จ่ายไฟย้อนกลับ ก็ยังต้องหารือล่วงหน้า รวมถึงเรื่องวิธียืนยันว่าป้องกันการจ่ายไฟย้อนกลับได้จริง นอกจากนี้ยังอาจมีขั้นตอนอื่นเหลืออยู่ตามเงื่อนไขของแต่ละโครงการ จึงขอให้อย่าถือว่ารายการข้างต้นเป็นรายการที่ครอบคลุมทั้งหมด

พื้นที่ในนิคมอุตสาหกรรมเป็นอีกกรอบหนึ่ง กรณีที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กนอ. การอนุญาตใช้ที่ดินและการแจ้งเริ่มประกอบกิจการยังคงจำเป็นอยู่ต่อไป สำหรับการติดตั้งบนหลังคาเพื่อใช้เองโดยเฉพาะนั้น เคยมีความเคลื่อนไหวที่ กนอ. แสดงแนวทางผ่อนผันไว้ จึงขอให้ตรวจสอบประกาศฉบับล่าสุดก่อนเริ่มดำเนินการ โรงงานญี่ปุ่นในไทยจำนวนมากตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม จึงขอให้อย่านำการแก้ไขกฎกระทรวงข้างต้นไปใช้กับโรงงานของตนเองตรง ๆ ควรเริ่มจากการยืนยันก่อนว่าที่ตั้งของโรงงานอยู่ในนิคมหรืออยู่นอกนิคม

เรื่องขอบเขตขอให้ระวังอีก 2 ข้อ ทั้งหมดที่กล่าวมาจำกัดอยู่ที่การติดตั้งบนหลังคาเท่านั้น การติดตั้งบนพื้นดินมีแนวทางที่ต่างออกไป และขออย่าปนกับการถกเรื่องระบบรับซื้อไฟสำหรับที่อยู่อาศัยหรือที่เรียกกันว่า net billing สิ่งที่บทความนี้พูดถึงคือระบบของโรงงานแบบใช้เองที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าที่ผลิตได้ เมื่อไม่ได้ขาย การปรับราคารับซื้อจึงไม่เกี่ยวข้อง สิ่งที่กำหนดความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์มีเพียงราคาต่อหน่วยที่ใช้จริงของไฟฟ้าที่ถูกแทนที่ กับสัดส่วนที่ใช้เองได้จริงเท่านั้น

แผน 90 วันสำหรับเริ่มต้นระบบติดตาม

ถ้าพยายามทำทุกอย่างพร้อมกัน งานจะไปติดอยู่ที่กำหนดการจัดหาไพราโนมิเตอร์และงานดัดแปลงตู้ไฟ ขอให้ตัด 3 เดือนออกเป็น 3 ช่วง

สิ่งที่ต้องทำในวันที่ 0 ถึง 30 ไม่ใช่การจัดซื้อ แต่คือการดึงข้อมูลออกมา ถ้าล็อกของอินเวอร์เตอร์เหลืออยู่ 1 ปี ในขั้นนี้ก็จะได้คำตอบของคำถามที่ว่า ตกลงแล้วผลิตได้กี่เปอร์เซ็นต์เมื่อเทียบกับ 700,000 kWh ที่ตั้งไว้ ถ้าพบว่าต่ำกว่าที่ตั้งไว้มาก การตัดสินใจลงทุนในขั้นถัดไปจะง่ายขึ้นทันที

ตอนติดไพราโนมิเตอร์ในวันที่ 31 ถึง 60 ขออย่ามองข้ามการเทียบเวลา ถ้าไพราโนมิเตอร์ อินเวอร์เตอร์ และมิเตอร์ของจุดรับไฟ เดินด้วยนาฬิกาคนละเรือน อัตราการใช้ไฟเองจะไม่มีความหมายเมื่อดูแยกตามช่วงเวลา การระบุการยืนยันการเทียบเวลาไว้ในเงื่อนไขการส่งมอบงานติดตั้ง จะช่วยลดงานย้อนกลับในภายหลัง

วันที่ 61 ถึง 90 คือการออกแบบการดำเนินงาน สิ่งที่ต้องกำหนดมี 4 อย่าง คือรูปแบบรายงานประจำวันที่แยกวันทำงานกับวันหยุด เกณฑ์ ผู้ที่จะเป็นคนดูเมื่อค่าเกินเกณฑ์ และผู้ที่จะเป็นคนลงมือ ตัวอย่างเกณฑ์ที่ใช้งานง่ายคือ PR ต่ำกว่าเส้นฐาน 5% ติดต่อกัน 2 วัน การตกลงเพียงวันเดียวเกิดขึ้นได้เป็นปกติจากเมฆที่เคลื่อนผ่าน การตั้งเงื่อนไขว่าต้องติดต่อกัน 2 วันจะทำให้จำนวนการแจ้งเตือนอยู่ในปริมาณที่รับไหว

มีการดำเนินงานหนึ่งอย่างที่อยากให้เปลี่ยนให้ได้ในขั้นนี้ คือการกำหนดรอบการล้างด้วยอัตราการสะสมฝุ่นแทนการกำหนดตามปฏิทิน เมื่อมองเห็นจังหวะการสะสมฝุ่นได้จากแนวโน้มของ PR และค่าความเข้มแสง ก็จะตัดสินด้วยตัวเลขได้ว่าหน้าแล้งล้างทุก 6 สัปดาห์ ส่วนหลังหมดฝนยังไม่ต้องล้าง แค่เลิกล้างตามกำหนดปีละ 2 ครั้งแล้วหันมาใช้อัตราการสะสมฝุ่น ความสูญเสีย 126,000 THB ก็จะหดลงอย่างเห็นได้ชัด

5 ความผิดพลาดที่พบบ่อยในการติดตามระบบโซลาร์

• ใช้แค่หน้าจอติดตามฟรีที่ติดมากับอินเวอร์เตอร์ เพราะแสดงแต่ค่ารวม สตริงที่หายไปและการลดกำลังผลิตจึงมองไม่เห็นในเชิงโครงสร้าง การที่มันฟรีกับการที่มันมีข้อมูลที่จำเป็นอยู่ในนั้น เป็นคนละเรื่องกัน
• ตัดไพราโนมิเตอร์ออก ทำให้คำนวณ PR ไม่ได้ และอธิบายการลดลงทุกรูปแบบด้วยสภาพอากาศได้หมด การที่อธิบายได้หมดก็คือการที่ตรวจสอบไม่ได้เลย
• แยกหน้าจอฝั่งผลิตไฟกับหน้าจอติดตามพลังงานไฟฟ้าออกจากกัน งานกระทบยอดจะไม่เป็นหน้าที่ของใครเลย และจะไม่มีใครคำนวณอัตราการใช้ไฟเองออกมา ผ่านไปครึ่งปีจะมีหน้าจอหนึ่งที่ไม่มีใครเปิดอีกแล้ว
• โยนการลดกำลังผลิตให้ผู้รับเหมาบำรุงรักษาในฐานะอาการเสีย เพราะอุปกรณ์ปกติดีจึงไม่มีอะไรออกมา จบลงที่รายงานเขียนว่าไม่พบความผิดปกติ แล้วปีถัดไปก็ทิ้งไฟปริมาณเท่าเดิมต่อไปโดยไม่ทราบสาเหตุ
• หมุนรอบการล้างตามปฏิทิน จะเกิดภาพกลับหัวคือล้างตอนที่ยังไม่สกปรก และไม่ได้ล้างตอนที่สกปรก เป็นสภาพที่ไม่คุ้มค่าที่สุด คือจ่ายค่าล้างไปแล้วความสูญเสียก็ไม่ลดลง

จุดร่วมของทั้ง 5 ข้อคือ ไม่มีข้อไหนเลยที่แปลว่าไม่ได้ทำการติดตาม หน้าจอก็มี ผู้รับเหมาก็มี การล้างก็ทำ แต่เงิน 819,000 THB ยังหายไปอยู่ดี เพราะสิ่งที่วัดอยู่กับสิ่งที่กำลังสูญเสียไปนั้นไม่ตรงกัน

คำถามที่พบบ่อย

ระบบติดตามการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ ใช้หน้าจอที่ติดมากับอินเวอร์เตอร์ไม่พอหรือ

ขึ้นอยู่กับวัตถุประสงค์ ถ้าแค่ดูว่าวันนี้ผลิตไฟได้เท่าไรก็เพียงพอ แต่หน้าจอที่ติดมาส่วนใหญ่ออกแบบมาเพื่อแสดงค่ารวมของอินเวอร์เตอร์ และไม่แสดงกระแสรายสตริง หลายรุ่นไม่มีช่องรับสัญญาณจากไพราโนมิเตอร์ ซึ่งกรณีนั้นจะคำนวณ PR ไม่ได้ ยิ่งกว่านั้นคือไม่สามารถรับข้อมูลฝั่งใช้ไฟของโรงงานเข้ามาได้ อัตราการใช้ไฟเองจึงคำนวณไม่ได้โดยหลักการ จากจุดบอดทั้ง 4 ข้อที่ยกมาในบทความนี้ สิ่งที่หน้าจอที่ติดมากับอินเวอร์เตอร์มองเห็นได้จริง ๆ มีเพียงความเสียหายขนาดใหญ่เท่านั้น ถ้าพูดเป็นจำนวนเงิน จาก 819,000 THB นั้นหน้าจอที่ติดมาจับได้เพียงส่วนน้อยมาก

เมื่อผลผลิตไฟฟ้าของโซลาร์ในโรงงานตกลง ควรดูอะไรก่อน

มีลำดับอยู่ ให้ดูอัตราการใช้ไฟเองก่อนเป็นอันดับแรก ถ้าค่านี้ตกลง แสดงว่าอุปกรณ์ปกติดี และสาเหตุคือการลดกำลังผลิต ต่อให้เดินหน้าไปล้างหรือไปตรวจสอบก็จะไม่พบอะไร ถ้าอัตราการใช้ไฟเองไม่ตก ให้ดู PR เป็นอันดับถัดไป ถ้า PR ตกแสดงว่าเป็นปัญหาฝั่งอุปกรณ์ ให้เอากระแสรายสตริงมาเรียงเทียบกัน ถ้ามีวงจรเดียวที่กระแสต่ำคือสตริงหายไป ถ้าทุกวงจรต่ำพร้อมกันคือฝุ่นหรืออุณหภูมิสูง ซึ่งดูอุณหภูมิแผงก็แยกได้ว่าเป็นเรื่องอุณหภูมิหรือไม่ ถ้าไล่ดูตามลำดับนี้ การล้างที่เสียเปล่าและการเรียกตรวจสอบที่เสียเปล่าจะหายไป

อัตราสมรรถนะ PR ต่ำกว่าเท่าไรจึงควรถือว่าผิดปกติ

ไม่แนะนำให้ขีดเส้นด้วยค่าสัมบูรณ์ เพราะระดับที่เหมาะสมเปลี่ยนไปตามเงื่อนไขการติดตั้ง สำหรับระบบใหม่บนหลังคาในประเทศไทย 75 ถึง 80% เป็นเกณฑ์คร่าว ๆ แต่มุมเอียงของหลังคา ทิศทาง การระบายอากาศ และเงาจากสิ่งรอบข้าง ทำให้ขยับได้หลายจุดเปอร์เซ็นต์ ในทางปฏิบัติ ขอให้บันทึกค่า PR ที่วัดได้จริงในปีแรกของระบบตนเองไว้เป็นเส้นฐาน แล้วตัดสินจากการลดลงเชิงสัมพัทธ์เทียบกับเส้นนั้น เงื่อนไขแบบต่ำกว่าเส้นฐาน 5% ติดต่อกัน 2 วัน จะมีการแจ้งเตือนผิดพลาดน้อยกว่าการใช้เกณฑ์ค่าสัมบูรณ์ และทำให้การดำเนินงานอยู่ได้ต่อเนื่อง ในระดับรายปี จำเป็นต้องปรับเส้นฐานลงตามความเสื่อมตามอายุการใช้งานด้วย

ไพราโนมิเตอร์จำเป็นจริงหรือ มีวิธีลดค่าใช้จ่ายไหม

ถ้าต้องการคำนวณ PR ก็จำเป็น เพราะนิยาม PR โดยไม่มีไพราโนมิเตอร์ไม่ได้ อย่างไรก็ตาม มีวิธีลดค่าใช้จ่ายอยู่ วิธีแรกคือการเลือกระดับชั้น ถ้าเป้าหมายคือการปรับปรุงการเดินเครื่องภายในองค์กร ใช้ระดับเทียบเท่า Class B ก็พอ ไม่จำเป็นต้องถึงระดับเทียบเท่า Class A ถ้าไม่มีสถานการณ์ที่ต้องอ้างการรับประกันสมรรถนะต่อบุคคลที่สาม ความต่างนี้จะไม่ก่อความเสียหายจริง อีกวิธีคือจำนวนชุดที่ติดตั้ง ถ้าเป็นระบบที่มุมเอียงและทิศทางของหลังคาเป็นแบบเดียวกันทั้งผืน เริ่มด้วยอย่างน้อย 1 ชุดก็ได้ ถ้ายังจัดงบไม่ได้จริง ๆ ลำดับที่สมจริงคือเริ่มการดำเนินงานด้วยผลผลิตจำเพาะเทียบเดือนเดียวกันของปีก่อนไปก่อน แล้วเลื่อนไพราโนมิเตอร์ไปปีงบประมาณถัดไป เพียงแต่ผลผลิตจำเพาะอย่างเดียวดูดซับความต่างของสภาพอากาศไม่ได้ จึงขอให้วางไว้ในฐานะมาตรการชั่วคราวเท่านั้น

จะรู้ได้อย่างไรว่าวันที่การผลิตหยุด เรากำลังทิ้งไฟฟ้าอยู่หรือไม่

ให้นำผลผลิตไฟฟ้ากับกำลังไฟฟ้าที่โรงงานใช้ มาซ้อนทับกันบนแกนเวลาเดียวกันที่ความละเอียด 15 นาทีหรือละเอียดกว่านั้น ถ้าเกิดการลดกำลังผลิตขึ้นจริง ทั้งที่แดดออก ยอดของกราฟการผลิตไฟจะถูกปาดจนแบนราบ และระดับความสูงของส่วนที่แบนนั้นจะเกือบตรงกับเส้นกำลังไฟฟ้าที่โรงงานใช้ ถ้าเป็นการลดลงจากสภาพอากาศ เส้นกราฟจะแกว่งอย่างไม่เป็นระเบียบ จึงแยกออกได้ด้วยสายตา ถ้าจะยึดด้วยตัวเลข ให้เทียบอัตราการใช้ไฟเองของวันหยุดกับของวันทำงาน ถ้าวันทำงานเคลื่อนไหวอยู่ที่ 95% ขึ้นไปแต่วันหยุดตกลงมาก ส่วนต่างนั้นคือปริมาณที่กำลังทิ้งไป อินเวอร์เตอร์บางรุ่นบันทึกสถานะการลดกำลังผลิตไว้ในล็อกด้วย จึงคุ้มค่าที่จะตรวจสอบ register map

สรุป

โซลาร์แบบใช้เองภายในโรงงานไม่ได้ขายไฟฟ้าที่ผลิตได้ ผลลัพธ์จึงจมอยู่ในใบแจ้งค่าไฟ สิ่งที่จมแล้วหายไปนั้น สำหรับโรงงานตัวอย่างในบทความนี้คือปีละ 819,000 THB หรือ 26% ของเงินที่ควรประหยัดได้ 3,150,000 THB รายการย่อยคือฝุ่น 126,000 THB สตริงที่หายไป 63,000 THB และการลดกำลังผลิตจากการควบคุมไม่จ่ายไฟย้อนกลับ 630,000 THB รูรั่วที่ใหญ่ที่สุดคือการลดกำลังผลิต ซึ่งไม่ใช่ความเสียหายของอุปกรณ์ จึงต่อให้เพิ่มการล้างและการตรวจสอบมากแค่ไหนก็ไม่กลับคืนมา

สิ่งที่จำเป็นคือการนำ PR ของฝั่งผลิตไฟ อัตราการใช้ไฟเองของฝั่งใช้ไฟ และปริมาณไฟที่ซื้อของฝั่งใบแจ้งค่าไฟ มาวางบนแกนเวลาเดียวกัน การจะคำนวณ PR ต้องมีไพราโนมิเตอร์ การจะคำนวณอัตราการใช้ไฟเองต้องมีมิเตอร์ที่จุดรับไฟและการเทียบเวลา โครงสร้างระดับกลางที่มีสองสิ่งนี้ครบอยู่ที่ 900,000 THB เทียบกับส่วนที่เอากลับคืนมาได้ 490,000 THB ต่อปี คิดเป็นระยะคืนทุนแบบง่าย 1.8 ปี และถ้ามีเวลา 3 เดือน ก็ไปได้ไกลถึงขั้นสำรวจล็อกของอินเวอร์เตอร์เดิมและเริ่มใช้งานรายงานประจำวันจริง

แม้จะอยู่ในขั้นตอนแค่อยากตรวจสอบว่าโซลาร์ที่ติดตั้งไปแล้วผลิตไฟได้ตามที่ตั้งไว้หรือไม่ ก็ปรึกษา TOMAS TECH ได้ ถ้ามีล็อกของอินเวอร์เตอร์และใบแจ้งค่าไฟย้อนหลัง 12 เดือน เราคำนวณผลผลิตจำเพาะเทียบกับปีก่อนให้ได้โดยไม่ต้องเพิ่มเซนเซอร์แม้แต่ตัวเดียว และช่วยพิจารณาต่อได้ว่าควรเพิ่มไพราโนมิเตอร์และมิเตอร์ไฟฟ้าไปถึงระดับใด ติดต่อได้ที่หน้าติดต่อเรา

ข้อมูลอ้างอิง

• Tilleke & Gibbins, Thailand Removes Factory License Requirement for Solar Rooftop Installations — เผยแพร่วันที่ 14 มกราคม 2025 อธิบายขอบเขตการยกเว้น รง.4 ตามกฎกระทรวงฉบับที่ 3 และการแจ้งต่อ กกพ. ที่ยังคงเหลืออยู่
• Hunton Andrews Kurth, Thailand Eases Regulations for Solar Rooftop Installations — การเรียบเรียงเชิงปฏิบัติเกี่ยวกับการแก้ไขกฎกระทรวงฉบับเดียวกัน รวมถึงวันที่ประกาศและวันที่มีผลบังคับใช้
• The National Law Review, Thailand Eases Regulations for Solar Rooftop Installations — บทความอธิบายในแนวเดียวกันกับข้างต้น
• IEC, IEC 61724-1:2021 Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring — Edition 2.0 เผยแพร่วันที่ 21 กรกฎาคม 2021 ครอบคลุมข้อกำหนดของ Class A และ Class B และวิธีวัดอัตราการสะสมฝุ่น
• Thailand Board of Investment, Utility Costs — ปรับปรุงวันที่ 30 มิถุนายน 2023 ช่วงราคาอย่างเป็นทางการของค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ TOU สำหรับผู้ใช้ไฟรายใหญ่ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า และค่าปรับตัวประกอบกำลังไฟฟ้า
• World Bank / ESMAP, Thailand – Solar irradiation and PV power potential maps — Global Solar Atlas ข้อมูลปฐมภูมิสำหรับดึงค่า PVOUT ตามพิกัดของโรงงาน เพื่อใช้แทนสมมติฐานของผลผลิตจำเพาะ