ระบบติดตามการใช้พลังงาน | ค่าใช้จ่ายและขั้นตอนติดตั้ง | ลดค่าไฟโรงงานในไทย

ค่าไฟฟ้าในประเทศไทยปี 2026 อยู่ในทิศทางขาขึ้น และสำหรับงวดเดือนกันยายน–ธันวาคม ได้มีการนำข้อเสนอปรับค่า Ft (ค่าไฟฟ้าผันแปร) จาก 0.1623 บาท/kWh ขึ้นไปสูงสุดถึง 0.9482 บาท/kWh เข้าสู่เวทีรับฟังความคิดเห็น (ณ เวลาที่เขียนบทความนี้ยังไม่มีข้อสรุป) หากข้อเสนอสูงสุดผ่าน โรงงานที่ใช้ไฟเดือนละ 250,000 kWh จะมีภาระเพิ่มขึ้นเกิน 2 ล้านบาทต่อปี ราคาต่อหน่วยเป็นสิ่งที่โรงงานกำหนดเองไม่ได้ แต่ “ใช้เมื่อไร ใช้ที่ไหน ใช้เท่าไร” เปลี่ยนได้ และรากฐานของการเปลี่ยนสิ่งเหล่านั้นคือระบบติดตามการใช้พลังงาน บทความนี้จะอธิบายตั้งแต่โครงสร้างค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมของไทย รายละเอียดบิลค่าไฟของโรงงานตัวอย่าง ตัวเลขประมาณการที่ประหยัดได้ โครงสร้างค่าใช้จ่าย ไปจนถึงขั้นตอนการติดตั้งให้ใช้งานจริงได้ภายใน 90 วัน

ปี 2026 เกิดอะไรขึ้นกับค่าไฟของโรงงานในไทย

ความเคลื่อนไหวล่าสุดของค่าไฟและข้อเสนอปรับ Ft (ยังไม่ยุติ)

เริ่มจากข้อเท็จจริงก่อน ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ. / ERC) เผยแพร่ อยู่ที่ 3.88 บาท/kWh สำหรับงวดมกราคม–เมษายน 2026 และ 3.95 บาท/kWh สำหรับงวดพฤษภาคม–สิงหาคม 2026 (เพิ่มขึ้น +1.8% จากงวดก่อน) โดยงวดพฤษภาคม–สิงหาคมแยกเป็นค่าไฟฟ้าฐาน (Base Tariff) 3.78 บาท/kWh และค่า Ft 0.1623 บาท/kWh (16.23 สตางค์)

ประเด็นอยู่ที่งวดถัดไป ในเวทีรับฟังความคิดเห็นระหว่างวันที่ 13–20 กรกฎาคม 2026 มีการเสนอค่า Ft สำหรับงวดกันยายน–ธันวาคมไว้ 4 ทางเลือก ครอบคลุมช่วง 0.1623–0.9482 บาท/kWh ส่วนค่าไฟรวมมีทางเลือก 4 ระดับคือ 3.95 / 4.20 / 4.25 / 4.73 บาท/kWh ณ เวลาที่เขียนบทความนี้ ยังไม่มีข้อสรุปว่าทางเลือกใดจะถูกนำมาใช้

ลองตรวจความสัมพันธ์ของตัวเลข (ต่อไปนี้เป็นการคำนวณโดยบทความนี้)

• กรณีคงเดิม: 3.78 + 0.1623 = 3.9423 บาท/kWh → สอดคล้องกับค่าที่ประกาศ 3.95 บาท/kWh
• กรณีสูงสุด: 3.78 + 0.9482 = 4.7282 บาท/kWh → สอดคล้องกับค่าที่ประกาศ 4.73 บาท/kWh
• อัตราส่วนการเพิ่มของ Ft: 0.9482 ÷ 0.1623 = ประมาณ 5.8 เท่า

อนึ่ง การนำค่าไฟฟ้าฐานบวกกับ Ft ตรง ๆ จะได้ 3.9423 บาท/kWh ซึ่งไม่ตรงกับค่าเฉลี่ย 3.95 บาท/kWh ที่ กกพ. ประกาศในทศนิยมตำแหน่งที่ 2 ส่วนต่างนี้มาจากการจัดสรรค่าบริการและการปัดเศษ ในบทความนี้ การประมาณการทั้งหมดจะใช้วิธีบวกทีละองค์ประกอบ ได้แก่ ค่าไฟฟ้าฐาน ค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ TOU ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า และค่า Ft เพื่อให้ตามรอยที่มาของตัวเลขได้

แค่รู้ว่า “ค่าไฟต่อหน่วยแพงขึ้น” ยังทำอะไรไม่ได้

สิ่งที่มักเกิดขึ้นในโรงงานเมื่อเห็นข่าวขึ้นค่าไฟ คือประกาศทั่วบริษัทว่า “ค่าไฟแพงขึ้น ช่วยกันประหยัดไฟด้วย” แล้วตามด้วยการปิดหลอดไฟและลดแอร์บางจุด แต่ค่าไฟส่วนใหญ่ของโรงงานถูกใช้ไปกับเครื่องจักรในการผลิต การปิดไฟในสำนักงานแทบไม่ขยับตัวเลขในบิลเลย

การจะตัดสินใจว่าจะลงมือทำอะไร ต้องแยกให้ออกก่อนว่ายอดเงินในบิลเกิดจาก การคูณกันขององค์ประกอบใดบ้าง ค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมของไทยแบ่งใหญ่ ๆ ได้ 4 ส่วน

1. ค่าไฟฟ้าฐาน (Base Tariff)
2. ค่า Ft (ค่าไฟฟ้าผันแปร)
3. ค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ TOU (อัตรา kWh แยกตามช่วง On Peak / Off Peak)
4. ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge — คิดตาม kW)

ในสี่ข้อนี้ ค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft เป็นสิ่งที่ฝั่งโรงงานขยับเองไม่ได้แม้แต่บาทเดียว สิ่งที่โรงงานขยับได้มี 3 เรื่อง นั่นคือ “จะใช้ในช่วงเวลาไหน (TOU)” “จะกดพีคไว้ที่กี่ kW (ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า)” และ “จะใช้ทั้งหมดกี่ kWh” ระบบติดตามการใช้พลังงาน หรือที่เรียกกันว่าระบบมอนิเตอร์พลังงานไฟฟ้า / EMS (Energy Management System) สร้างมูลค่าตรงจุดทั้งสามนี้พอดี

แยกโครงสร้างค่าไฟฟ้าอุตสาหกรรมออกเป็น 4 ส่วน

① ค่าไฟฟ้าฐาน — ต้นทุนผลิต ส่ง และจำหน่ายไฟฟ้า

ค่าไฟฟ้าฐานอยู่ที่ 3.78 บาท/kWh (งวดพฤษภาคม–สิงหาคม) เป็นส่วนที่ครอบคลุมต้นทุนโรงไฟฟ้าและระบบสายส่ง–สายจำหน่าย เป็นตัวเลขเชิงนโยบายที่มีการทบทวนเป็นระยะ โรงงานไม่สามารถเปลี่ยนได้ด้วยการบริหารการผลิต

② ค่า Ft — ส่วนที่ผันแปรตามราคาเชื้อเพลิงและอัตราแลกเปลี่ยน

ค่า Ft คือรายการปรับที่สะท้อนความผันผวนของราคาเชื้อเพลิง อัตราแลกเปลี่ยน และสัดส่วนเชื้อเพลิงเข้าสู่ค่าไฟ มีการทบทวนทุก 4 เดือน โดยงวดพฤษภาคม–สิงหาคมอยู่ที่ 0.1623 บาท/kWh เนื่องจากคิดตามหน่วย kWh ที่ใช้จริงโดยตรง โรงงานที่ใช้พลังงานมากจึงโดนเต็ม ๆ ผลกระทบกรณีงวดกันยายน–ธันวาคมเคาะที่ค่าสูงสุด จะแสดงในส่วนประมาณการถัดไป

③ ค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ TOU — ใช้ตอนไหน ต่างกัน 1.6 เท่า

TOU (Time of Use) คืออัตราค่าไฟแยกตามช่วงเวลา ในประเทศไทยแบ่งดังนี้

ค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับกิจการขนาดกลาง (อัตราประเภทที่ 3) ระดับแรงดัน 12–24 kV (ไม่รวม Ft) เป็นดังนี้

ส่วนต่างคือ 4.1839 − 2.6037 = 1.5802 บาท/kWh คิดเป็นอัตราส่วน 4.1839 ÷ 2.6037 = ประมาณ 1.61 เท่า (คำนวณโดยบทความนี้) พูดง่าย ๆ คือไฟ 1 kWh เท่ากัน แต่ถ้าใช้ตอน 10 โมงเช้าวันจันทร์ กับ 10 โมงเช้าวันเสาร์ ราคาต่างกันถึง 1.6 เท่า ตรงนี้เองคือเหตุผลรองรับมาตรการ “ย้ายโหลด (Load Shift)” ที่จะกล่าวถึงต่อไป

④ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า — คิดจาก kW ไม่ใช่ kWh

ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ไม่ได้คิดจากปริมาณการใช้ (kWh) แต่คิดจาก ค่าสูงสุดของการใช้ในช่วงสั้น ๆ (kW) และอัตราจะต่างกันตามระดับแรงดันที่รับไฟ

โรงงานที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเท่ากันที่ 800 kW หากรับไฟต่ำกว่า 12 kV จะเป็น 800 × 210.00 = 168,000 บาท/เดือน ถ้ารับไฟ 22–33 kV จะเป็น 800 × 132.93 = 106,344 บาท/เดือน และถ้ารับไฟ 69 kV ขึ้นไปจะเป็น 800 × 74.14 = 59,312 บาท/เดือน (คำนวณโดยบทความนี้) ส่วนต่างระหว่างระดับต่ำกว่า 12 kV กับ 12–24 kV คิดเป็น 210.00 ÷ 132.93 = ประมาณ 1.58 เท่า ในโรงงานเก่าที่ต่อเติมกำลังผลิตมาหลายรอบ มีไม่น้อยที่ระดับแรงดันรับไฟและประเภทอัตราไม่สอดคล้องกับสภาพโหลดในปัจจุบัน บางกรณีแค่ทบทวนสัญญาก็เห็นผลแล้ว

อนึ่ง อัตราสำหรับภาคอุตสาหกรรมแบ่งเป็น ประเภทที่ 3 (กิจการขนาดกลาง) สำหรับความต้องการพลังไฟฟ้า 30–999 kW และประเภทที่ 4 (กิจการขนาดใหญ่) สำหรับ 1,000 kW ขึ้นไป ซึ่งต้องใช้อัตรา TOU

กฎ 15 นาที และ Ratchet 70% ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า

ส่วนนี้คือสิ่งที่บทความนี้อยากสื่อสารมากที่สุด งานติดตามและควบคุมค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Control) จะให้ผลต่างกันสิ้นเชิง ขึ้นอยู่กับว่าเข้าใจ 2 กฎนี้หรือไม่

ค่าสูงสุดของค่าเฉลี่ย 15 นาที เพียงจุดเดียว ตัดสินทั้งเดือน

ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าในไทยถูกกำหนดโดย ค่าสูงสุดในรอบเดือนของกำลังไฟฟ้าเฉลี่ย 15 นาที เพียงจุดเดียว ไม่ใช่ค่าพีคชั่วขณะ แต่เป็นค่าเฉลี่ย 15 นาที ซึ่งกลับกันก็หมายความว่า ถ้าโหลดหนักมาซ้อนกันแค่ 15 นาที จุดนั้นจุดเดียวจะถูกล็อกเป็นค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ใช้เรียกเก็บของทั้งเดือน

ลองนับดูว่าใน 1 เดือนมีช่วง 15 นาทีกี่ช่วง (คำนวณโดยบทความนี้)

• ต่อวัน: 24 ชั่วโมง × 60 นาที ÷ 15 นาที = 96 ช่วง
• ต่อ 30 วัน: 96 × 30 = 2,880 ช่วง

นั่นแปลว่า จาก 2,880 ช่วงในหนึ่งเดือน มีเพียง 1 ช่วงเท่านั้น ที่กำหนดค่าใช้จ่าย 106,344 บาท/เดือน ในโรงงานตัวอย่างที่จะกล่าวถึงต่อไป ต่อให้เดินเครื่องได้ดีเยี่ยมในอีก 2,879 ช่วงที่เหลือ ก็ถูกล้างหมดด้วยการซ้อนกันเพียงครั้งเดียว

รูปแบบการเกิด “จุดเดียว” นี้ค่อนข้างซ้ำ ๆ กัน

• ช่วงเริ่มเดินเครื่องเช้าวันจันทร์: ชิลเลอร์ แอร์ คอมเพรสเซอร์ และเตาอบที่หยุดไปทั้งสุดสัปดาห์ สตาร์ทพร้อมกัน
• หลังพักเที่ยง: เครื่องจักรที่หยุดไว้กลับมาเดินพร้อมกัน
• การอุ่นอุณหภูมิเตาอบ/เตาอบแห้ง ไปซ้อนกับการสตาร์ทเครื่องฉีดพลาสติก
• บ่ายของวันที่อากาศร้อนจัด: ระบบปรับอากาศและชิลเลอร์เดินเต็มกำลังพร้อมกัน
• การทดลองเดินเครื่อง การ commissioning และการผลิตเพิ่มกรณีพิเศษ

ทุกกรณีไม่ได้เกิดจากการทำอะไรผิด เป็นเพียง จังหวะเวลาที่บังเอิญมาซ้อนกัน เท่านั้น ด้วยเหตุนี้เอง หากมีการติดตามค่าความต้องการพลังไฟฟ้าแบบเรียลไทม์ พร้อมกับขั้นตอนที่ระบุไว้ล่วงหน้าว่าเมื่อมีสัญญาณเตือนแล้วจะหยุดอะไรก่อน ก็ยังมีช่องว่างให้ลดค่าไฟได้โดยไม่ต้องลงทุนเครื่องจักรใหม่

Ratchet 70% — ย้อนหลัง 12 เดือน ตามมาหลอกถึงเดือนนี้

อีกกฎหนึ่งคือ Ratchet วิธีคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ใช้เรียกเก็บเป็นดังนี้

“`javascript

ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่เรียกเก็บ = MAX(ค่าจริงของเดือนปัจจุบัน, ค่าสูงสุดในรอบ 12 เดือนล่าสุด × 70%)

“`

จุดนี้คือสิ่งที่ผู้อ่านมองข้ามมากที่สุด เมื่อสร้างพีคก้อนใหญ่ไปแล้วครั้งหนึ่ง อีก 12 เดือนถัดไปจะมีเพดานขั้นต่ำล็อกอยู่ที่ 70% ไม่ว่าค่าจริงจะต่ำแค่ไหนก็ตาม

ลองดูกับโรงงานตัวอย่างที่จะกล่าวถึง (ค่าสูงสุดในรอบ 12 เดือนล่าสุด = 800 kW) (คำนวณโดยบทความนี้)

• ขั้นต่ำจาก Ratchet: 800 × 70% = 560 kW
• กรณีกดค่าจริงของเดือนลงมาที่ 700 kW: MAX(700, 560) = 700 kW → ส่วนที่ลดได้มีผลเต็มจำนวน
• กรณีกดค่าจริงลงมาที่ 500 kW: MAX(500, 560) = 560 kW → ลดของจริงไป 300 kW แต่ในบิลลดได้เพียง 800 − 560 = 240 kW

แปลงเป็นตัวเงินได้ดังนี้

ในกรณี B แม้จะกดค่าจริงลงไปถึง 300 kW แต่สิ่งที่สะท้อนในบิลมีเพียง 240 kW ส่วนต่าง 60 kW คิดเป็นเงิน 300 × 132.93 − 31,903 = 7,976 บาท/เดือน (คำนวณโดยบทความนี้) จะเรียกคืนไม่ได้ในช่วงเวลานั้น แน่นอนว่าเมื่อผ่านไปครบ 12 เดือนและค่าสูงสุดในรอบ 12 เดือนล่าสุดถูกอัปเดต เพดานขั้นต่ำก็จะลดลงตาม ความพยายามลดพีคจึงไม่ได้สูญเปล่า ประเด็นคือต้องรู้ก่อนตัดสินใจลงทุนว่า ผลลัพธ์มีการหน่วงเวลา

สามข้อคิดที่ Ratchet ส่งผลต่อการตัดสินใจลงทุน

1. การไม่สร้างพีคก้อนใหญ่ต้องมาเป็นอันดับแรก ตัวเลข 800 kW ที่เคยสร้างไว้ครั้งเดียว จะทำงานเป็นเพดานขั้นต่ำ 560 kW ต่อไปอีก 12 เดือน แค่ระลึกถึงค่าความต้องการพลังไฟฟ้าก่อนทดลองเดินเครื่องหรือเดินงานพิเศษ ก็เปลี่ยนต้นทุนคงที่ของทั้ง 12 เดือนได้แล้ว
2. วัดผลด้วย “kW ที่เรียกเก็บ” ไม่ใช่ “kW จริง” พีคบนหน้าจอมอนิเตอร์อาจลดลง แต่บิลยังไม่ลดในบางช่วงเวลา ต้องใส่ตัวชี้วัด “ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่เรียกเก็บ (หลังใช้ Ratchet)” ลงในแดชบอร์ดเสมอ
3. คำนวณระยะคืนทุนโดยรวม Ratchet เข้าไปด้วย ถ้าเอา kW ที่คาดว่าจะลดได้มาบวกกันบนฐานค่าจริง จะประเมินผลปีแรกสูงเกินจริง ลำดับที่ถูกต้องคือเช็กค่าสูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมาก่อน แล้วค่อยคำนวณ

การตรวจสอบนี้ทำได้ตั้งแต่วันนี้ แม้ยังไม่ได้ติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงาน นำบิลค่าไฟย้อนหลัง 12 เดือนมาเรียง หยิบค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดออกมา แล้วคูณด้วย 0.7 นั่นคือ “พื้นที่ลดไม่ลง” ของโรงงานคุณในตอนนี้

แยกบิลรายเดือนของโรงงานตัวอย่าง

พูดลอย ๆ ตัดสินใจไม่ได้ จึงขอตั้งโรงงานตัวอย่างที่เป็นรูปธรรมขึ้นมาแยกส่วนให้ดู

เงื่อนไขของโรงงานตัวอย่าง

ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า 43.4% หมายความว่า เทียบกับ “ปริมาณไฟฟ้าที่จะใช้ได้หากเดินที่ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 800 kW ตลอด 24 ชั่วโมง 30 วัน” โรงงานนี้ใช้จริงเพียง 43.4% เท่านั้น เป็นระดับที่พบได้ในโรงงานที่มีกะกลางวันเป็นหลัก และมีเครื่องจักรบางส่วนเดินตอนกลางคืนและสุดสัปดาห์ ไม่ได้ต่ำหรือสูงจนผิดปกติ ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้านี้จะส่งผลต่อ “สัดส่วนของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า” ที่จะกล่าวถึงถัดไป

รายละเอียดค่าไฟรายเดือน (Ft = 0.1623 บาท/kWh, ไม่รวมค่าบริการและ VAT)

ค่าไฟเฉลี่ยที่จ่ายจริง 4.14 บาท/kWh อยู่ใกล้ขอบล่างของช่วง 4.10–5.50 บาท/kWh ซึ่งเป็นช่วงค่าไฟเฉลี่ยที่จ่ายจริงของโรงงานในไทย (งวดพฤษภาคม–สิงหาคม รวม TOU และค่าความต้องการพลังไฟฟ้าแล้ว) เหตุผลคือมีตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าถึง 43.4% จึงมีหน่วย kWh มากพอที่จะเฉลี่ยค่าความต้องการพลังไฟฟ้าออกไป โรงงานที่ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าต่ำ (คือใช้โหลดหนักในช่วงสั้น ๆ) จะต้องหารค่าความต้องการพลังไฟฟ้าก้อนเดิมด้วย kWh ที่น้อยกว่า ตัวเลขนี้จึงจะสูงขึ้น

ลองดูสัดส่วนองค์ประกอบ (คำนวณโดยบทความนี้)

ต่างจากคำกล่าวทั่วไปที่ว่า “ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าคิดเป็น 20–30% ของบิล” อย่างไร

โดยทั่วไปมักกล่าวกันว่า ในบิลค่าไฟของโรงงาน ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าคิดเป็น 20–30% และค่าพลังงานไฟฟ้าคิดเป็น 50–60% แต่ในโรงงานตัวอย่างของบทความนี้ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้ากลับอยู่ที่ประมาณ 10.3% เท่านั้น

นี่ไม่ใช่ความขัดแย้ง แต่เป็นเรื่องของ ความต่างของตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าถูกกำหนดด้วย “kW สูงสุด × อัตรา” และเกิดขึ้นโดยไม่ขึ้นกับปริมาณหน่วยไฟฟ้า ดังนั้น

• โรงงานที่มีตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าสูง (ใช้เครื่องจักรสม่ำเสมอเป็นเวลานาน): ตัวหาร kWh ใหญ่ สัดส่วนค่าความต้องการพลังไฟฟ้าจึงต่ำลง
• โรงงานที่มีตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าต่ำ (ใช้โหลดหนักในช่วงสั้น ๆ): ตัวหาร kWh เล็ก สัดส่วนค่าความต้องการพลังไฟฟ้าจึงสูงขึ้น

ด้วยเหตุผลเดียวกัน สัดส่วนของค่าพลังงานไฟฟ้าจึงออกมาสูงกว่าตัวเลขทั่วไปที่ 50–60% (ในโรงงานตัวอย่างอยู่ที่ 85.8%) เพราะเมื่อตัวหารใหญ่ขึ้น น้ำหนักของการคิดเงินตาม kW ก็เจือจางลง ตัวเลข 20–30% ที่พูดกันทั่วไปเป็นตัวเลขของโรงงานที่ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าต่ำ โรงงานของคุณอยู่ฝั่งไหน ใช้เวลาไม่กี่นาทีก็รู้ เพียงดึงค่า kWh และ kW จากบิลมาคำนวณตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า โรงงานที่พบว่าตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าต่ำ ยิ่งต้องยกลำดับความสำคัญของการลดพีคค่าความต้องการพลังไฟฟ้าขึ้นมา หากตัดสินเบื้องต้นผิดตั้งแต่จุดนี้ แล้วเดินหน้าไปที่ “เอาโซลาร์ก่อน” หรือ “เอาอินเวอร์เตอร์ก่อน” จะประเมินผลตอบแทนการลงทุนไม่ได้

ประมาณการผลกระทบกรณี Ft ปรับขึ้น (สถานการณ์ที่ยังไม่ยุติ)

หากค่า Ft งวดกันยายน–ธันวาคมออกมาเป็นทางเลือกสูงสุดที่ 0.9482 บาท/kWh มาดูกันว่าจะเกิดอะไรขึ้นกับโรงงานตัวอย่างนี้ ขอย้ำอีกครั้งว่า ณ เวลาที่เขียนบทความนี้ ยังไม่มีข้อสรุปว่าทางเลือกนี้จะถูกนำมาใช้หรือไม่

คือเพิ่มขึ้นราว 196,000 บาทต่อเดือน หรือราว 2.36 ล้านบาทต่อปี ทั้งที่ไม่ได้ลงทุนเครื่องจักรใหม่และไม่ได้เพิ่มคน จำนวนเงินก้อนนี้จะเข้ามาเป็นต้นทุนคงที่

อนึ่ง อัตราการเพิ่มขึ้นบนฐานค่าไฟที่ประกาศคือ (4.73 − 3.95) ÷ 3.95 = ประมาณ 19.7% (คำนวณโดยบทความนี้) แต่ของโรงงานตัวอย่างออกมาที่ประมาณ 19.0% ซึ่งต่ำกว่าเล็กน้อย เหตุผลคือค่าไฟเฉลี่ยที่จ่ายจริงของโรงงานตัวอย่างอยู่ที่ 4.14 บาท/kWh สูงกว่าค่าเฉลี่ยที่ประกาศ (เพราะสัดส่วน On Peak ของ TOU สูง และยังมีค่าความต้องการพลังไฟฟ้าบวกเข้ามาอีก) จึงทำให้ ตัวหารในการหารใหญ่ขึ้น ค่า Ft คิดเฉพาะกับหน่วย kWh เท่านั้น ไม่ได้คิดกับส่วนของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (ประมาณ 10.3%) กล่าวคือ โรงงานที่ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าต่ำและมีสัดส่วนค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูง จะได้รับผลกระทบเป็นอัตราร้อยละที่น้อยกว่าโดยเปรียบเทียบ แต่ ถ้าใช้ 250,000 kWh เท่ากัน จำนวนเงินที่เพิ่มขึ้นก็ยังคงเป็น 196,475 บาท/เดือน ไม่เปลี่ยน ขอให้ตัดสินใจจากจำนวนเงิน ไม่ใช่จากอัตราร้อยละ

3 มาตรการที่ระบบติดตามการใช้พลังงานเปิดทางให้ทำได้ พร้อมมูลค่าที่ประหยัด

ติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงานแล้วค่าไฟลดลงเอง — ไม่ใช่แบบนั้น ความเข้าใจที่ถูกต้องคือ ระบบทำให้คุณลงมือทำ 3 มาตรการสำหรับลดค่าไฟได้บนฐานข้อเท็จจริง มาดูกันทีละข้อ

มาตรการที่ ① ลดพีคค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (800 kW → 700 kW)

เป็นกรณีลดค่าสูงสุดของค่าเฉลี่ย 15 นาที จาก 800 kW เหลือ 700 kW คิดเป็น 12.5% (100 ÷ 800)

การลด 100 kW ไม่ได้แปลว่าต้องหยุดเครื่องจักร แต่คือ เลื่อนให้ไม่ซ้อนกัน เท่านั้น ในทางปฏิบัติทำได้ดังนี้

• กระจายลำดับการสตาร์ท: เช้าวันจันทร์ ให้สตาร์ทคอมเพรสเซอร์ ชิลเลอร์ ระบบปรับอากาศ และเตาอบ เหลื่อมกันครั้งละ 10–15 นาที แทนที่จะเปิดพร้อมกัน
• เลื่อนช่วงอุ่นอุณหภูมิของเตาอบ/เตาอบแห้ง ให้เริ่มก่อนเข้าช่วง On Peak
• ตั้งสัญญาณเตือนเชิงพยากรณ์: แจ้งเตือนตั้งแต่กลางช่วง 15 นาทีเมื่อพบว่า “อัตรานี้จะเกินเป้า kW” (ถ้าเตือนหลังจบช่วงแล้วจะสายเกินไป)
• กำหนดลำดับการลดโหลดไว้ล่วงหน้า: เขียนใส่กระดาษไว้เลยว่าเมื่อสัญญาณเตือนดัง จะหยุดเครื่องอะไรตามลำดับใด (เรียงจากที่ไม่กระทบคุณภาพและความปลอดภัย)

ตามที่กล่าวไปแล้ว หากกดลงไปถึง 500 kW จะติดเพดานขั้นต่ำจาก Ratchet ที่ 560 kW ทำให้ประหยัดได้เพียง 31,903 บาท/เดือน (คิดเป็นปีละ 31,903 × 12 = ประมาณ 382,836 บาท) ในการประมาณการนี้จึงเลือกใช้เป้าหมาย 700 kW ซึ่งทำได้จริงโดยไม่ต้องฝืน

มาตรการที่ ② ย้ายโหลดจาก On Peak ไป Off Peak (เดือนละ 20,000 kWh)

เป็นกรณีย้ายหน่วยไฟฟ้า 20,000 kWh จากช่วง On Peak ที่ใช้อยู่ 150,000 kWh ไปยังช่วง Off Peak คิดเป็นสัดส่วน 20,000 ÷ 150,000 = ประมาณ 13.3% (คำนวณโดยบทความนี้)

ทำงานเท่าเดิม ปริมาณเท่าเดิม เพียงย้ายช่วงเวลา ก็ได้ราว 379,000 บาทต่อปี โหลดที่ย้ายได้จริงในทางปฏิบัติ ได้แก่

• การเดินระบบสะสมความเย็นด้วยชิลเลอร์/เครื่องทำความเย็น (ทำความเย็นตอนกลางคืน ใช้ตอนกลางวัน)
• การอัดอากาศด้วยคอมเพรสเซอร์ และการสูบน้ำขึ้นถังเก็บน้ำ/ถังสูง
• งานแบบแบตช์ เช่น อบชุบความร้อน อบอ่อน และการอบแห้ง
• แบตช์งานล้างและงานชุบผิว รวมถึงการอุ่นแม่พิมพ์ล่วงหน้า
• การย้ายบางกระบวนการไปเป็นกะกลางคืน (ต้องเทียบกับต้นทุนค่าแรงและกฎเกณฑ์เรื่องการทำงานล่วงเวลาก่อน)

จุดสำคัญคือ ถ้าไม่รู้ว่า “เครื่องจักรตัวไหน ใช้ไฟกี่ kWh ในช่วง On Peak” ก็เลือกเป้าหมายในการย้ายโหลดไม่ได้ ถ้ามีจุดวัดเพียงจุดเดียวที่ภาพรวมทั้งโรงงาน การพิจารณาเรื่องนี้ก็เริ่มไม่ได้เลย นี่คือเหตุผลว่าทำไมจึงต้องวัดการใช้พลังงานไฟฟ้าเป็นรายเครื่องจักร

มาตรการที่ ③ การบริหารพลังงานอย่างต่อเนื่อง (เทียบเท่า ISO 50001 ปีละ 4%)

ในโรงงานที่เดินระบบ EnMS (ระบบการจัดการพลังงาน) อย่างต่อเนื่อง มีตัวอย่างที่ลดพลังงานได้ราวปีละ 4% ต่อเนื่องกันเกิน 10 ปี (ตามรายงานของ DOE Better Plants สหรัฐอเมริกา) ลองนำระดับนี้มาใช้กับโรงงานตัวอย่าง

เนื้องานเป็นการสะสมสิ่งเล็ก ๆ ที่ดูไม่หวือหวา เช่น การค้นหาและซ่อมจุดรั่วของลมอัด การลดไฟฟ้าสแตนด์บาย การปรับความดันจ่ายของคอมเพรสเซอร์ให้เหมาะสม การทบทวนอุณหภูมิตั้งของชิลเลอร์และอุณหภูมิน้ำหล่อเย็น การกำหนดกติกาหยุดเครื่องในช่วงที่ไม่ได้ผลิต และการจัดลำดับความสำคัญของการลงทุนขนาดเล็ก เช่น การเปลี่ยนเป็นระบบอินเวอร์เตอร์หรือเปลี่ยนเป็นหลอด LED ทุกข้อจะกำหนดเป้าหมายและลำดับความสำคัญได้ ก็ต่อเมื่อเห็นเป็นตัวเลขก่อนว่า “ความสูญเปล่าเกิดขึ้นตรงไหน”

การรั่วของลมอัดและความเสื่อมสภาพของเครื่องจักร มักปรากฏออกมาก่อนในรูปของการเปลี่ยนแปลงของรูปคลื่นกำลังไฟฟ้า หากเก็บแนวโน้มการใช้พลังงานไฟฟ้าไว้เป็นรายเครื่องจักร ก็นำไปใช้จับสัญญาณความผิดปกติของเครื่องจักรได้ ไม่ใช่แค่เรื่องประหยัดพลังงานอย่างเดียว มุมมองนี้หากพิจารณาควบคู่กับการติดตั้งระบบบำรุงรักษาเชิงคาดการณ์ จะทำให้ประสิทธิภาพการลงทุนสูงขึ้น

ผลรวมของ 3 มาตรการ และระยะเวลาคืนทุน

ลองดูอัตราการลดเทียบกับค่าไฟทั้งปีด้วย (คำนวณโดยบทความนี้)

• ค่าไฟต่อปี: 1,034,874 × 12 = 12,418,488 บาท/ปี
• อัตราการลด: 1,035,564 ÷ 12,418,488 = ประมาณ 8.3%

และเมื่อเทียบกับสถานการณ์ Ft ปรับขึ้นที่กล่าวไว้ตอนต้น

• 1,035,564 ÷ 2,357,700 = ประมาณ 43.9%

กล่าวคือ หากค่า Ft ถูกเคาะที่ทางเลือกสูงสุด (ซึ่งยังไม่ยุติ) ภาระที่เพิ่มขึ้น 2,357,700 บาทต่อปีนั้น จะถูกหักล้างด้วย 3 มาตรการนี้ได้ราว 4 ส่วนกว่าจาก 10 ส่วน ไม่สามารถดูดซับได้ทั้งหมด ด้วยเหตุนี้เอง การรอให้ Ft ประกาศแน่นอนก่อนแล้วค่อยขยับ จึงไม่คุ้มเท่ากับการวางรากฐานการวัดไว้ตั้งแต่ก่อนมีข้อสรุป

ขอชี้แจงสมมติฐานของการประมาณการเพิ่มเติม มูลค่าที่ประหยัดของทั้ง 3 มาตรการ คำนวณแยกกันอย่างเป็นอิสระจากกรณีฐานเดียวกัน (Ft = 0.1623 บาท/kWh, 800 kW, 250,000 kWh/เดือน) แล้วนำมาบวกกันตรง ๆ ในทางปฏิบัติ มาตรการต่าง ๆ มีปฏิสัมพันธ์ระหว่างกัน เช่น เมื่อเดินหน้าย้ายโหลด การใช้ไฟพร้อมกันในช่วง On Peak จะลดลง ทำให้การลดพีคทำได้ง่ายขึ้น ขณะเดียวกัน เมื่อประหยัดพลังงานจนหน่วยไฟฟ้ารวมลดลง ฐาน kWh ที่ใช้คิดมาตรการที่ ③ ก็เปลี่ยนไปด้วย จึงควรใช้ตัวเลขนี้เพื่อจับขนาดของโอกาสเท่านั้น และเมื่อจะตัดสินใจติดตั้งจริง ให้คำนวณใหม่ด้วยข้อมูลบิลจริงของโรงงานตนเอง อีกทั้งตัวเลข 4% ต่อปีของมาตรการที่ ③ เป็น “ตัวอย่างผลลัพธ์จริงกรณีที่เดิน EnMS อย่างต่อเนื่อง” ไม่ใช่ตัวเลขที่จะบรรลุได้อัตโนมัติเพียงเพราะติดตั้งระบบ อนึ่ง มาตรการที่ ③ ประมาณการด้วยค่าไฟเฉลี่ยที่จ่ายจริง 4.14 บาท/kWh ซึ่งอัตรานี้รวมส่วนเฉลี่ยของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเอาไว้ด้วย ผลจึงออกมาสูงกว่าความเป็นจริงอยู่บ้างสำหรับมาตรการที่ลดเฉพาะหน่วย kWh หากคิดอย่างเคร่งครัดโดยใช้เพียงอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า On Peak / Off Peak และค่า Ft จะได้ 72,000 × 4.1839 + 48,000 × 2.6037 + 120,000 × 0.1623 = 445,694 บาท/ปี ซึ่งน้อยกว่าตัวเลข 496,800 บาทในเนื้อหาข้างต้นราว 51,000 บาท หากต้องการมองแบบระมัดระวัง ให้ใช้ตัวเลขนี้แทน

แยกค่าใช้จ่ายของระบบติดตามการใช้พลังงานออกเป็น 5 ชั้น

คำถามที่ว่า “ระบบติดตามการใช้พลังงานราคาเท่าไร” นั้น ตอบไม่ได้ถ้ายังไม่กำหนดจำนวนจุดวัด ในที่นี้จะใช้แบบจำลอง 30 จุดวัด และแยกค่าใช้จ่ายออกเป็น 5 ชั้น ทั้งหมดเป็นตัวเลขโดยประมาณ ซึ่งจะขึ้นหรือลงตามสภาพหน้างาน ระดับแรงดัน ระยะเดินสาย และความยากของการจัดแผนดับไฟ

สรุปรวมได้ดังนี้

เมื่อเทียบกับค่าไฟทั้งปีของโรงงานตัวอย่างที่ 12,418,488 บาท ค่าใช้จ่ายรวมปีแรกคิดเป็น 620,000 ÷ 12,418,488 = ประมาณ 5.0% ถึง 1,860,000 ÷ 12,418,488 = ประมาณ 15.0% (คำนวณโดยบทความนี้) ตั้งแต่ปีที่ 2 เป็นต้นไป ค่าใช้จ่ายหลักจะเหลือชั้น ⑤ ที่ 60,000–180,000 บาท/ปี ดังนั้นเมื่อเทียบกับมูลค่าที่ประหยัดได้ปีละ 1,035,564 บาท จะเหลือผลสุทธิ 1,035,564 − 180,000 = 855,564 บาท ถึง 1,035,564 − 60,000 = 975,564 บาท (หากรูปแบบสัญญาเป็นแบบที่ค่าบริการคลาวด์ของชั้น ③ ยังคงเกิดขึ้นต่อเนื่อง ให้หักส่วนนั้นออกเพิ่มเติม)

5 หลุมพรางที่ “ดูถูกตอนแรก แต่มาแพงทีหลัง”

ความผิดพลาดที่เกิดบ่อยในการเปรียบเทียบใบเสนอราคา คือ ดูเฉพาะราคาต่อหน่วยของชั้น ① อุปกรณ์วัด สิ่งที่ดันยอดรวมขึ้นจริง ๆ ส่วนใหญ่คือชั้น ④ ติดตั้ง และชั้น ⑤ ปฏิบัติการ

1. ไม่ได้รวมต้นทุนของการจัดแผนดับไฟไว้ในใบเสนอราคา การติดตั้ง CT เพิ่มในตู้เมนหรือตู้เพาเวอร์ต้องดับไฟ ถ้าหยุดการผลิตไม่ได้ ก็ต้องรอไปพร้อมการตรวจสอบประจำปีหรือวันหยุดยาว ทำให้กำหนดการงานเลื่อนออกไปหลายเดือน ไม่ใช่แค่ค่าแรงงานติดตั้ง แต่มีต้นทุนที่มองไม่เห็นอย่าง “เวลารอคอย” บวกเข้ามาด้วย
2. สัญญาที่คิดค่าบริการคลาวด์ตามจำนวนจุดวัด ปีแรกอาจจบที่ 30 จุด แต่ถ้ามีแผนจะขยายเป็น 50 จุดและ 80 จุดในปีถัดไป ชั้น ③ อาจกลายเป็นมากกว่าสองเท่าของใบเสนอราคาปีแรก ต้องตรวจสอบก่อนเซ็นสัญญาเสมอว่าคิดค่าบริการตามจำนวนจุดหรือคิดแบบเหมาต่อไซต์
3. การพัฒนาแดชบอร์ดถูกนับเป็น “ใบเสนอราคาเพิ่มเติม” หน้าจอมาตรฐานมักแสดงเพียงแนวโน้มรวมของทั้งโรงงาน ส่วนหน้าจอที่ใช้งานจริงในทางปฏิบัติ เช่น “ค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิตรายเครื่องจักร” “การเปรียบเทียบรายกะ” และ “ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่เรียกเก็บ (หลังใช้ Ratchet)” มักกลายเป็นงานพัฒนาเฉพาะ ควรจัดทำเอกสารข้อกำหนดไว้ล่วงหน้าเพื่อความปลอดภัย
4. มองข้ามงานระบบสื่อสารและงานเครือข่าย หากอาคารโรงงานอยู่ห่างกัน ต้องเดินสาย LAN หรือทำจุดทวนสัญญาณไร้สาย ระบบไร้สายระยะไกลอย่าง LoRa ช่วยลดงานเดินสายก็จริง แต่ในสภาพแวดล้อมที่มีโครงสร้างโลหะจำนวนมาก จะตัดสินว่าใช้ได้หรือไม่โดยไม่ทดสอบหน้างานไม่ได้
5. คิดแรงงานสำหรับการใช้งานจริงเป็นศูนย์ เวลาของคนที่ต้องดูข้อมูล สืบหาสาเหตุ ลงมือแก้ไข และตรวจสอบผลลัพธ์ คือต้นทุนก้อนใหญ่ที่สุด ใบเสนอราคาที่ไม่ได้ตั้งงบแรงงานในชั้น ⑤ ก็คือใบเสนอราคาที่ตั้งอยู่บนสมมติฐานว่า “จะไม่ใช้งานระบบจริง” นั่นเอง

สำหรับการตัดสินใจลงทุนโดยรวม บางกรณีจำเป็นต้องพิจารณาสิทธิประโยชน์ BOI และสภาพแวดล้อมการลงทุนในไทยประกอบด้วย ขอแนะนำให้ดูการทำระบบอัตโนมัติในโรงงานที่ไทยและ BOI ประกอบ

จะเก็บจุดวัดอย่างไรในเครื่องจักรเดิมและโรงงานเก่า

“เครื่องจักรของเราเก่าแล้ว คงทำไม่ได้ใช่ไหม” คือประเด็นที่ถูกถามมากที่สุด ขอตอบจากข้อสรุปเลยว่า แม้เครื่องจักรจะเก่า ก็วัดได้ เพราะเราไม่ได้ไปดัดแปลงตัวเครื่องจักร แต่วัดที่ฝั่งทางเข้าของไฟฟ้า

วิธีที่ 1: ติดตั้ง CT เพิ่มภายหลัง (ใช้ได้ทั่วไปที่สุด)

ติดตั้ง CT (หม้อแปลงกระแส) เพิ่มเข้ากับวงจรเป้าหมายภายในตู้จ่ายไฟหรือตู้เพาเวอร์ แล้วต่อเข้ากับมัลติมิเตอร์วัดกำลังไฟฟ้า วิธีนี้ไม่ขึ้นกับปีที่ผลิต ยี่ห้อ หรือวิธีควบคุมของเครื่องจักร จึงวัดเครื่องจักรจากยุค 1980 ได้เช่นกัน

• ข้อดี: ไม่จำกัดเป้าหมาย ไม่ต้องดัดแปลงตัวเครื่องจักร เก็บข้อมูลได้ถึงระดับกำลังไฟฟ้าจริง ตัวประกอบกำลัง และความไม่สมดุลของกระแส
• ข้อเสีย: ต้องดับไฟเพราะเป็นงานภายในตู้ แม้จะใช้ CT แบบแยกประกบ ก็ไม่ทำงานขณะมีไฟเป็นหลักการ
• ประเด็นเชิงปฏิบัติ: งานที่ต้องดับไฟเมนควรจัดให้ตรงกับการตรวจสอบประจำปี ถือเป็นแนวทางมาตรฐาน และต้องสำรวจหน้างานล่วงหน้าว่าตู้มีพื้นที่พอหรือไม่ (ราง DIN, รูติดตั้งมิเตอร์) และเส้นผ่านศูนย์กลางภายในของ CT สวมสายได้หรือไม่

วิธีที่ 2: รับสัญญาณพัลส์เอาต์พุตหรืออนาล็อกเอาต์พุต

หากมิเตอร์วัดหน่วยไฟฟ้า มิเตอร์วัดอัตราการไหล หรือมิเตอร์แก๊สที่มีอยู่เดิมมีพัลส์เอาต์พุตหรืออนาล็อกเอาต์พุต ก็ดึงสัญญาณนั้นเข้า Data Logger หรือ IoT Gateway ได้

• ข้อดี: ส่วนใหญ่ไม่ต้องดับไฟ และขยายไปสู่การติดตามระบบสาธารณูปโภค (ลมอัด น้ำหล่อเย็น ไอน้ำ น้ำประปา แก๊ส) ได้ง่าย
• ข้อเสีย: มิเตอร์ที่ไม่มีเอาต์พุตจะทำไม่ได้ และต้องตรวจสอบค่าน้ำหนักต่อ 1 พัลส์จากคู่มือ ไม่เช่นนั้นค่าสะสมจะคลาดเคลื่อน
• ประเด็นเชิงปฏิบัติ: ถ้าดูเฉพาะไฟฟ้าอย่างเดียว จะพลาดเรื่องประสิทธิภาพคอมเพรสเซอร์ที่ตกลงและการรั่วของลมอัด การดูอัตราการไหลของลมอัดคู่กับกำลังไฟฟ้า จะช่วยระบุสาเหตุได้ง่ายกว่ามาก

วิธีที่ 3: อ่านค่าจากสมาร์ทมิเตอร์เดิมหรือมิเตอร์ที่ตู้รับไฟ

หากมิเตอร์วัดหน่วยไฟฟ้าที่จุดรับไฟ หรือมิเตอร์ไฟฟ้าดิจิทัลที่มีอยู่เดิม รองรับการสื่อสารอย่าง Modbus ก็อ่านค่าจากจุดนั้นได้เลย

• ข้อดี: ไม่ต้องเพิ่มอุปกรณ์วัด จึงถูกที่สุด และเห็นภาพค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของทั้งโรงงานได้เร็วที่สุด
• ข้อเสีย: เห็นเพียงจุดเดียวคือภาพรวม จึงแยกแยะสาเหตุไม่ได้ รู้ได้แค่ว่า “วันนี้สูง” แต่ไปไม่ถึง “เพราะอะไร”
• ประเด็นเชิงปฏิบัติ: ใช้เป็นก้าวแรกได้ดี แนวทางที่ทำได้จริงคือเริ่มจากการติดตามค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของทั้งโรงงานก่อน เดินระบบสัญญาณเตือนให้เข้าที่ แล้วค่อยทยอยเพิ่มการวัดรายเครื่องจักร

วางแผนดับไฟให้เป็น “งานหนึ่งในกำหนดการ”

ปัจจัยใหญ่ที่สุดที่ทำให้การติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงานในโรงงานไทยล่าช้า ไม่ใช่เรื่องเทคนิค แต่คือการจัดแผนดับไฟ ต่อไปนี้คือรายการที่ต้องใส่ไว้ในกำหนดการตั้งแต่แรก

• แยกให้ชัดตั้งแต่ขั้นทำรายการจุดวัดว่า ตู้ไหนต้องดับไฟและตู้ไหนไม่ต้อง
• รวบงานที่ต้องดับไฟไว้ที่การตรวจสอบประจำปีและวันหยุดยาว (สงกรานต์ สิ้นปี–ปีใหม่)
• ตรวจสอบระยะเวลาดำเนินการ (Lead Time) กรณีที่ต้องยื่นเรื่องกับบริษัทผู้บริหารนิคมอุตสาหกรรม หรือการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ. / PEA) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน. / MEA)
• ตกลงล่วงหน้ากับฝ่ายวางแผนการผลิตเรื่องผลกระทบต่อการผลิตในช่วงเวลาที่ดับไฟ
• รวบงานที่จะทำในวันดับไฟให้จบในคราวเดียว (ติดตั้ง CT เดินสายในตู้ และเดินสายสื่อสาร ให้เสร็จในวันเดียวกัน)

อนึ่ง ระบบปลายทางที่รับข้อมูลไฟฟ้าเข้าไป ในบางกรณีสามารถใช้แพลตฟอร์มร่วมกับการติดตามการเดินเครื่องจักรได้ หากเป็นโรงงานที่เดินหน้าเรื่องการติดตามการเดินเครื่องอยู่แล้ว การไปอาศัย Gateway ตัวเดียวกันและเครือข่ายเดียวกันกับขั้นตอนการติดตั้งระบบติดตามการเดินเครื่องด้วย IoT ในโรงงาน จะช่วยบีบต้นทุนของชั้น ② รวบรวมข้อมูล และชั้น ④ ติดตั้ง ลงได้

วิธีกำหนดจุดวัด — อย่าเพิ่งวัดทุกอย่างตั้งแต่แรก

เริ่มจากเครื่องจักรที่กินไฟมาก

รูปแบบความล้มเหลวที่พบบ่อยคือ คิดว่า “ในเมื่อจะทำแล้ว ก็วัดทุกเครื่องเลยแล้วกัน” จนจุดวัดบานปลายไป 100 จุด 200 จุด ราคาพุ่ง แล้วเรื่องขออนุมัติงบก็ค้างอยู่กลางทาง

สิ่งที่ควรวัดก่อนคือ เครื่องจักรที่กินไฟมาก ลำดับจะต่างกันไปตามโรงงาน แต่โดยทั่วไปกลุ่มที่มาเป็นอันดับต้น ๆ คือ

ใช้แนวคิดพาเรโตในการตัดขอบเขต

หลักประสบการณ์ทั่วไปที่เรียกว่าแนวคิดพาเรโต ระบุว่าปัจจัย 20% แรกมักคิดเป็น 80% ของทั้งหมด สัดส่วนจริงจะต่างกันไปในแต่ละโรงงาน แต่สำหรับไฟฟ้าก็เช่นกัน มักพบว่า เครื่องจักรขนาดใหญ่จำนวนน้อยราย กินไฟเป็นส่วนใหญ่ของทั้งโรงงาน การจับกลุ่มบนสุดให้ได้ก่อนจึงสมเหตุสมผล

ขั้นตอนที่เป็นรูปธรรมมีดังนี้

1. ดึงพิกัดกำลังของแต่ละตู้ออกมาจากรายการพิกัดหม้อแปลงและแผนผังเส้นเดียว (Single Line Diagram / SLD)
2. ประมาณค่า kWh ต่อปีอย่างคร่าว ๆ จากพิกัดกำลังและชั่วโมงเดินเครื่องของเครื่องจักรหลัก แล้วเรียงจากมากไปน้อย
3. ไล่สะสมจากบนลงล่าง แล้วกำหนดให้จุดที่ครอบคลุมส่วนใหญ่ของทั้งหมดเป็นขอบเขตการวัดของเฟสที่ 1
4. ส่วนที่เหลือให้จับด้วย “การวัดรวมระดับตู้” แล้วค่อยแยกเป็นรายเครื่องจักรเมื่อมีความจำเป็น

จำนวน 30 จุดวัดที่ใช้ในการประมาณการค่าใช้จ่ายของบทความนี้ คือขนาดโดยประมาณเมื่อจัดเฟสที่ 1 ด้วยแนวคิดนี้ การเริ่มที่ 30 จุดก่อน แล้วค่อยขยายเมื่อการใช้งานเข้าที่แล้ว จะเห็นผลเร็วกว่าการเล็ง 100 จุดตั้งแต่แรก

ต่อยอดไปสู่การมองเห็นปริมาณการปล่อย CO2

หากเก็บจุดวัดได้ถึงระดับรายเครื่องจักร ก็ขยายไปสู่การมองเห็นปริมาณการปล่อย CO2 ได้ โดยนำหน่วยไฟฟ้าที่ใช้ไปคูณกับค่าสัมประสิทธิ์การปล่อย ทำให้ตอบคำถามจากลูกค้าและสำนักงานใหญ่เรื่องการปล่อยก๊าซตลอดห่วงโซ่อุปทานได้ในระดับรายเครื่องจักรและรายผลิตภัณฑ์ อย่างไรก็ตาม ค่าสัมประสิทธิ์การปล่อยต้องใช้ค่าที่ประกาศของประเทศไทย และบทความนี้จะไม่ระบุค่าสัมประสิทธิ์ที่เจาะจง การเลือกค่าสัมประสิทธิ์และการกำหนดขอบเขตการคำนวณ (การแบ่ง Scope 1/2/3) ควรกำหนดให้ตรงกับข้อกำหนดของผู้รับรายงาน ในแง่ของรากฐานการวัด เพียงเก็บหน่วยไฟฟ้าแยกรายเครื่องจักรและรายช่วงเวลาไว้ ก็รองรับได้ด้วยการคูณค่าสัมประสิทธิ์เข้าไปทีหลัง

ความเกี่ยวข้องกับ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โรงงานควบคุม และ ผชพ.

ในประเทศไทย โรงงานที่มีขนาดตั้งแต่เกณฑ์ที่กำหนดขึ้นไปมีหน้าที่ด้านการจัดการพลังงานตามกฎหมาย ระบบติดตามการใช้พลังงานยังมีบทบาทช่วยลดภาระงานในการปฏิบัติตามหน้าที่นี้ด้วย

กฎหมายที่เป็นฐาน และเกณฑ์ของโรงงานควบคุม

กฎหมายที่เป็นฐานคือ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (Energy Conservation Promotion Act B.E. 2535 / ค.ศ. 1992) โดยหน่วยงานหลักที่กำกับดูแลคือกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ. / DEDE)

เกณฑ์ที่เข้าข่ายเป็น โรงงานควบคุม (Designated Factory) มีดังนี้

หากเข้าเกณฑ์ข้อใดข้อหนึ่งก็จะเป็นโรงงานควบคุม โดยแบ่งกลุ่มเป็น 1,175–3,530 kVA และ 3,530 kVA ขึ้นไป

จุดที่ต้องระวังคือ สิ่งที่ใช้ตัดสินไม่ใช่ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าตามสัญญาที่เกิดขึ้นจริง แต่เป็น ขนาดรวมของเครื่องวัดกำลังไฟฟ้า (kW) หรือหม้อแปลง โรงงานตัวอย่างของบทความนี้มีค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (เฉลี่ย 15 นาที) ต่อเดือนที่ 800 kW แต่หากขนาดรวมของหม้อแปลงตั้งแต่ 1,175 kVA ขึ้นไป ก็อาจเข้าข่ายเป็นโรงงานควบคุมได้ การตัดสินจริงขึ้นอยู่กับโครงสร้างอุปกรณ์ จึงควรตรวจสอบจากแผนผังเส้นเดียวและป้ายพิกัดของหม้อแปลง ความเข้าใจผิดที่ว่า “โรงเราแค่ 800 kW ไม่เข้าข่ายหรอก” คือต้นเหตุที่ทำให้ถูกทักท้วงในภายหลัง

หน้าที่ในการจัดให้มีผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน (ผชพ.)

โรงงานควบคุมมีหน้าที่ต้องจัดให้มี ผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน (ผชพ. / PRE: Person Responsible for Energy)

ผชพ. รับผิดชอบงานปฏิบัติ เช่น การดำเนินการจัดการพลังงาน การบันทึกและรายงานข้อมูล และการจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน ในความเป็นจริง มักเป็นเจ้าหน้าที่ฝ่ายซ่อมบำรุงหรือวิศวกรรมการผลิตที่ควบตำแหน่งนี้ ซึ่ง ถ้าการเก็บข้อมูลรายวันยังเป็นงานมือ การควบตำแหน่งแบบนี้จะเดินไม่ไหว ในโรงงานที่ต้องใช้เวลาหลายวันช่วงสิ้นเดือนเพื่อรวบรวมค่าจดมิเตอร์และคีย์ลง Excel สุดท้ายการทำรายงานจะกลายเป็นเป้าหมายในตัวมันเอง และไม่เหลือเวลาไปใช้กับการปรับปรุง

ผลลัพธ์จากการติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงานที่ใหญ่พอ ๆ กับมูลค่าที่ประหยัดได้ คือ การทำให้งานรายงานเป็นอัตโนมัติ นี่เอง หากข้อมูลถูกสะสมโดยอัตโนมัติ เวลาของ ผชพ. จะถูกโยกจากการคีย์ข้อมูลไปสู่การวิเคราะห์และการปรับปรุง มูลค่าของเวลาที่ประหยัดได้แตกต่างกันมากในแต่ละโรงงาน บทความนี้จึงไม่ได้รวมไว้ในการประมาณการ แต่ในฐานะข้อมูลประกอบการตัดสินใจลงทุน ถือว่าคุ้มค่าที่จะประเมินอย่างชัดเจน

ISO 50001 กับระบบการจัดการพลังงาน

กรณีตัวอย่างที่ลดได้ปีละ 4% ต่อเนื่องเกิน 10 ปี

ISO 50001 คือมาตรฐานสากลของระบบการจัดการพลังงาน (EnMS) ซึ่งมีจำนวนใบรับรองทั่วโลกมากกว่า 38,000 ฉบับ ในโรงงานที่นำ EnMS มาใช้ มีตัวอย่างที่ ลดพลังงานได้ราวปีละ 4% ต่อเนื่องกันเกิน 10 ปี (DOE Better Plants สหรัฐอเมริกา)

ตัวเลข “ปีละ 4% ต่อเนื่อง 10 ปี” สะท้อนว่า การประหยัดพลังงานไม่ใช่ “การลงทุนเครื่องจักรครั้งเดียวจบ” แต่เป็น วงจรของการปฏิบัติงาน สิ่งที่ ISO 50001 เรียกร้องคือวงจรโดยประมาณดังนี้

1. การทบทวนด้านพลังงาน (รู้ว่าใช้อะไร ที่ไหน เท่าไร)
2. การกำหนดเส้นฐานด้านพลังงาน (EnB)
3. การกำหนดตัวชี้วัดสมรรถนะด้านพลังงาน (EnPI)
4. การจัดทำเป้าหมายและแผนปฏิบัติการ
5. การลงมือทำ การเฝ้าติดตาม และการวัดผล
6. การตรวจติดตามภายในและการทบทวนโดยฝ่ายบริหาร แล้วเข้าสู่รอบถัดไป

ข้อ 1 และข้อ 5 นี้ จะเกิดขึ้นไม่ได้เลยหากไม่มีข้อมูลจากการวัด กลับกันคือ หากติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงานจนเกิดสภาวะที่ข้อมูลถูกสะสมไว้อัตโนมัติ ส่วนที่เป็นสัดส่วนใหญ่ของข้อกำหนด ISO 50001 อย่าง “การวัด การเปรียบเทียบ และการบันทึก” จะถูกรับประกันด้วยกลไกของระบบ ไม่ว่าจะตั้งเป้าขอการรับรองหรือไม่ กรอบนี้ก็ใช้เป็นแม่แบบในการออกแบบการปฏิบัติงานได้

จะตั้ง EnPI (ค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิต) อย่างไร

สิ่งที่มักถูกมองข้ามคือการออกแบบ EnPI ถ้าดูแค่ kWh รวม จะ อ่านผิดว่า “ประหยัดพลังงานได้แล้ว” ทั้งที่ความจริงคือผลผลิตลดลง kWh จึงลดลงตาม อย่างน้อยควรวางตัวชี้วัดต่อไปนี้ควบคู่กัน

• การใช้พลังงานรวม (kWh/เดือน)
• ค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิต (kWh/จำนวนชิ้น, kWh/ตัน เป็นต้น)
• กำลังไฟฟ้าฐานในช่วงเวลาที่ไม่ได้เดินการผลิต (ค่าต่ำสุดช่วงกลางคืนและวันหยุด)
• ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่เรียกเก็บ (kW หลังใช้ Ratchet)
• สัดส่วน On Peak (kWh ช่วง On Peak ÷ kWh รวม)

ในบรรดานี้ “กำลังไฟฟ้าฐานช่วงกลางคืนและวันหยุด” คือตัวชี้วัดที่ให้ผลง่ายที่สุดโดยไม่ต้องลงทุนเลย เพราะไฟฟ้าที่ยังไหลอยู่ในเวลาที่ไม่มีใครผลิต โดยหลักการแล้วเป็นเป้าหมายในการลดได้ทั้งหมด

โรดแมป 90 วันสำหรับการติดตั้ง

การติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงานใช้เวลาไปกับการสร้างฉันทามติภายในองค์กร มากกว่างานติดตั้งทางกายภาพเสียอีก ในที่นี้จะแสดงขั้นตอนที่จะพาไปถึงการเริ่มใช้งานจริงภายใน 90 วัน พร้อมสิ่งส่งมอบและผู้ที่ต้องดึงเข้ามาร่วมในแต่ละขั้น

วันที่ 1–30: สำรวจสถานะปัจจุบัน (ยังไม่ต้องทำงานติดตั้ง)

งานในช่วงนี้แทบไม่ต้องใช้เงินลงทุนเพิ่ม

สิ่งที่ต้องทำ

• รวบรวมบิลค่าไฟย้อนหลัง 12–24 เดือนให้ครบ
• ตรวจสอบประเภทอัตรา (ประเภทที่ 3 / ประเภทที่ 4) ระดับแรงดันที่รับไฟ และค่าความต้องการพลังไฟฟ้าตามสัญญา
• ทำตารางแสดง kWh ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (kW) และสัดส่วน On Peak / Off Peak เป็นรายเดือน
• คำนวณตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า (kWh ต่อเดือน ÷ (kW สูงสุด × 24 ชั่วโมง × จำนวนวันของเดือนนั้น) โดยโรงงานตัวอย่างคือ 250,000 ÷ (800 × 24 × 30) = 43.4%)
• คำนวณ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในรอบ 12 เดือนล่าสุด × 70% (= เพดานขั้นต่ำจาก Ratchet)
• รวบรวมแผนผังเส้นเดียว (SLD) รายการพิกัดหม้อแปลง และพิกัดกำลังของเครื่องจักรหลัก

สิ่งส่งมอบ: ทะเบียนพลังงานสถานะปัจจุบัน (รายเดือน), ตารางเส้นฐาน, ค่าเพดานขั้นต่ำจาก Ratchet, สมมติฐานเบื้องต้นเรื่องช่องว่างที่ลดได้

ผู้ที่ต้องดึงเข้ามาร่วม: ฝ่ายบัญชี/จัดซื้อ (ต้นฉบับบิล), วิศวกรไฟฟ้าผู้รับผิดชอบและฝ่ายซ่อมบำรุง (SLD, หม้อแปลง), ฝ่ายวางแผนและควบคุมการผลิต (ข้อมูลปริมาณการผลิต)

ในขั้นนี้จะรู้ว่า “ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าคิดเป็นกี่ % ของทั้งหมด” และ “สัดส่วน On Peak เป็นกี่ %” ถ้าค่าความต้องการพลังไฟฟ้าอยู่ที่ราว 10.3% แบบโรงงานตัวอย่าง แกนหลักคือมาตรการฝั่งหน่วยไฟฟ้า แต่ถ้าอยู่ที่ 20–30% แกนหลักคือการลดพีค ทางแยกของแนวทางจะถูกตัดสินตรงนี้

วันที่ 31–50: ออกแบบการวัดและขอใบเสนอราคา

สิ่งที่ต้องทำ

• จัดทำรายการจุดวัด (ระบุลำดับความสำคัญ วิธีวัด ต้องดับไฟหรือไม่ และตำแหน่งตู้ บรรทัดละหนึ่งจุด)
• เลือกวิธีวัด (ติดตั้ง CT เพิ่ม / พัลส์เอาต์พุต / อ่านค่ามิเตอร์เดิม)
• ออกแบบเส้นทางการสื่อสาร (LAN, Modbus, ไร้สาย โดยสำรวจระยะทางระหว่างอาคารและสิ่งกีดขวางที่หน้างาน)
• นิยาม KPI (EnPI) และจัดทำเอกสารข้อกำหนดหน้าจอของแดชบอร์ด
• จัดทำร่างค่าตั้งเตือน (Threshold) ของสัญญาณเตือนค่าความต้องการพลังไฟฟ้า และร่างลำดับความสำคัญของเครื่องจักรที่จะลดโหลด
• คัดกรองงานที่ต้องดับไฟ และจับคู่กับกำหนดการตรวจสอบประจำปีและวันหยุดยาว
• ขอใบเสนอราคาที่แยกทั้ง 5 ชั้นออกจากกัน (ใบเสนอราคาแบบเหมารวมยอดเดียวเปรียบเทียบไม่ได้)

สิ่งส่งมอบ: ตารางจุดวัด, แบบออกแบบการเดินสายและการสื่อสาร, เอกสารข้อกำหนดหน้าจอ, ร่างแผนดับไฟ, ใบเสนอราคาแยกตามชั้น

ผู้ที่ต้องดึงเข้ามาร่วม: วิศวกรรมการผลิต, หัวหน้าไลน์ผลิต (ความเป็นไปได้ในการหยุดเครื่อง), ฝ่าย IT (เครือข่าย ความปลอดภัย), ผู้รับเหมางานไฟฟ้า, ฝ่ายจัดซื้อ

วันที่ 51–75: งานติดตั้ง การตั้งค่า และการตรวจสอบข้อมูล

สิ่งที่ต้องทำ

• ดำเนินการติดตั้ง CT และเดินสายในตู้ตามแผนดับไฟ
• ติดตั้ง Gateway / Logger และตรวจสอบการเชื่อมต่อสื่อสาร
• ดำเนินการตรวจสอบกระทบยอดกับบิล (ตรวจว่า kWh สะสมและค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของระบบ สอดคล้องกับค่าที่เรียกเก็บหรือไม่)
• เผยแพร่แดชบอร์ดฉบับแรก และให้หน้างานรีวิวว่ามองเห็นข้อมูลได้อย่างที่ต้องการหรือไม่

สิ่งส่งมอบ: บันทึกการตรวจสอบข้อมูลการวัด (ส่วนต่างจากบิลและสาเหตุ), แดชบอร์ดฉบับแรก, แบบ As-built

ผู้ที่ต้องดึงเข้ามาร่วม: ฝ่ายซ่อมบำรุง, EHS (ความปลอดภัยของงานดับไฟ), ผู้รับเหมา, ฝ่าย IT

การตรวจสอบกระทบยอดมักถูกข้าม แต่ต้องทำให้ได้เสมอ กรณีที่พบไม่น้อย ได้แก่ ทิศทางของ CT กลับด้าน การตั้งอัตราส่วนหม้อแปลงกระแสผิด และการตั้งค่าน้ำหนักพัลส์ผิด ถ้าไม่ตรวจสอบตั้งแต่แรก จะกลายเป็นการตัดสินใจด้วยข้อมูลที่ผิดไปตลอดครึ่งปี

วันที่ 76–90: ทำให้การใช้งานจริงลงตัว (ตรงนี้คือของจริง)

สิ่งที่ต้องทำ

• กำหนดขั้นตอนการส่งต่อ (Escalation) ของสัญญาณเตือนค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (เข้าเครื่องของใคร ภายในกี่นาที ใครหยุดอะไร)
• เขียนรายการลำดับการลดโหลดลงกระดาษ และติดประกาศไว้ที่หน้างาน
• สร้างจังหวะการตรวจสอบ: รายวัน (พีคของเมื่อวานและสาเหตุ), รายสัปดาห์ (แนวโน้ม), รายเดือน (กระทบยอดกับบิลและตรวจสอบผลลัพธ์)
• ลงทะเบียนหัวข้อการปรับปรุง พร้อมกำหนดผู้รับผิดชอบและกำหนดเวลา
• ตกลงกติกาการวัดผล (การเปรียบเทียบกับเส้นฐาน และวิธีปรับค่าตามปริมาณการผลิต)

สิ่งส่งมอบ: คู่มือขั้นตอนการลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า, ตารางการส่งต่อสัญญาณเตือน, แบบฟอร์มรายงานรายเดือน, รายการหัวข้อการปรับปรุง

ผู้ที่ต้องดึงเข้ามาร่วม: ผู้จัดการโรงงาน (อำนาจตัดสินใจ), ผู้จัดการฝ่ายผลิตและหัวหน้าไลน์ (ผู้ลงมือ), ผชพ. (ผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน), ฝ่ายบริหารธุรกิจต่างประเทศของสำนักงานใหญ่ (การรายงานผล)

หากต้องการให้ครอบคลุมถึงการบันทึกงานที่หน้างานด้วย ก็มีวิธีผสานเข้ากับเครื่องมือฟอร์มอิเล็กทรอนิกส์อย่าง i-Reporter (พัฒนาโดยบริษัท CIMTOPS ประเทศญี่ปุ่น) เพื่อเก็บบันทึกการดำเนินการลดโหลดไว้ และหากใช้กลไกที่จัดการการผลิตกับการจัดการพลังงานบนแพลตฟอร์มเดียวกัน อย่าง PEGASUS ที่บริษัทเราให้บริการ ก็จะคำนวณค่าการใช้พลังงานต่อหน่วยผลิตได้โดยไม่ต้องทำงานมือ ไม่ว่าจะเลือกโครงสร้างแบบใด จุดชี้ขาดความสำเร็จมีเพียงข้อเดียว คือได้กำหนดไว้แล้วหรือยังว่า “เมื่อสัญญาณเตือนดัง หน้างานจะทำอะไร”

4 ความล้มเหลวที่พบบ่อย

ความล้มเหลวที่ ①: ทำแดชบอร์ดเสร็จแล้วก็จบแค่นั้น

เป็นความล้มเหลวที่พบมากที่สุด หน้าจอสวยงามเสร็จสมบูรณ์ ขึ้นแสดงบนจอขนาดใหญ่ตลอดเวลา ผู้มาเยี่ยมชมชื่นชม แต่ผ่านไป 3 เดือน ไม่มีใครดูเลย

สาเหตุคือ หน้าจอถูกออกแบบมาเป็น “สิ่งที่ไว้ดู” ไม่ได้ถูกออกแบบมาเป็น “ตัวจุดชนวนให้ลงมือทำ” วิธีแก้ง่ายมาก คือทำให้ทุกหน้าจอสามารถเขียนอธิบายได้ในหนึ่งประโยคว่า “คนที่ดูหน้านี้ จะตัดสินอะไร แล้วจะทำอะไรต่อ” หน้าจอที่เขียนไม่ได้ ไม่ทำเสียยังดีกว่า ควบคู่กันไป ให้นิยามเป็นงานประจำว่ารายวัน รายสัปดาห์ และรายเดือน ใครต้องตรวจสอบอะไร แล้วให้บันทึกผลการตรวจสอบไว้เป็นหลักฐาน

ความล้มเหลวที่ ②: จุดวัดเยอะเกินไปจนโครงการล่ม

คิดว่า “ในเมื่อจะทำแล้วก็เอาให้ครบ” แล้วขอใบเสนอราคา 200 จุด พอเห็นตัวเลขก็ทำให้เรื่องขออนุมัติค้าง หรือปริมาณงานติดตั้งบานปลายจนจัดแผนดับไฟไม่ได้ ทำให้การเริ่มงานเลื่อนออกไปอีกหนึ่งปี

วิธีแก้คือตามที่กล่าวไปแล้ว คือตัดเฟสที่ 1 ไว้ประมาณ 30 จุดโดยเริ่มจากเครื่องจักรที่กินไฟมาก การเริ่มเล็กและเร็วเพื่อสร้างผลลัพธ์ แล้วใช้ผลลัพธ์นั้นเป็นเหตุผลในการของบเฟสที่ 2 สุดท้ายกลับครอบคลุมทั้งโรงงานได้เร็วกว่า และเผื่อสำหรับการขยายไว้ด้วย โดยตรวจสอบตั้งแต่แรกอย่างน้อย 2 เรื่อง คือพอร์ตว่างของ Gateway และเพดานจำนวนจุดของสัญญาคลาวด์

ความล้มเหลวที่ ③: สัญญาณเตือนค่าความต้องการพลังไฟฟ้าดังแล้ว แต่หน้างานไม่มีขั้นตอนให้ทำ

สัญญาณเตือนดังอยู่ แต่หน้างานไม่รู้ว่าจะหยุดอะไรได้บ้าง อาจกระทบคุณภาพ อาจทำให้กระบวนการถัดไปเดือดร้อน และไม่แน่ใจว่าตัวเองมีอำนาจสั่งหยุดหรือเปล่า ผลคือไม่มีใครขยับ และพีคก็ถูกบันทึกไปตามนั้น

วิธีแก้คือ ตัดสินใจไว้ก่อนที่สัญญาณเตือนจะดัง

• ลำดับความสำคัญของเครื่องจักรที่จะลดโหลด (เรียงจากที่กระทบคุณภาพ ความปลอดภัย และกำหนดส่งน้อยที่สุด)
• แต่ละเครื่องหยุดได้กี่นาที และใครเป็นผู้ตัดสินใจสั่งหยุด
• ขั้นตอนการกลับมาเดินเครื่องหลังหยุด และช่องทางการแจ้งกระบวนการถัดไป
• จังหวะของสัญญาณเตือน (ถ้าเตือนหลังจบช่วง 15 นาทีแล้วจะสาย ต้องเป็นสัญญาณเตือนเชิงพยากรณ์ระหว่างช่วง)

คู่มือขั้นตอนนี้แค่หน้าเดียวก็พอ ยิ่งกว่านั้นคือ ขั้นตอนที่ยาวเกินหนึ่งหน้าจะไม่ถูกใช้จริงที่หน้างาน

ความล้มเหลวที่ ④: ตัดสินใจลงทุนผิดเพราะไม่รู้จัก Ratchet

คำนวณว่า “ลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าได้ 300 kW ดังนั้นประหยัดได้ 132.93 × 300 = 39,879 บาท/เดือน” แล้วผ่านการอนุมัติ แต่ในบิลจริงลดลงเพียง 31,903 บาท/เดือน ส่วนต่าง 7,976 บาท/เดือน (คำนวณโดยบทความนี้) คือส่วนที่ถูกกั้นไว้ด้วยเพดานขั้นต่ำจาก Ratchet ที่ 560 kW

แม้จำนวนเงินจะดูไม่มาก แต่ ข้อเท็จจริงที่ว่า “ประมาณการกับผลจริงไม่ตรงกัน” จะส่งผลต่อการขออนุมัติลงทุนด้าน IT ครั้งถัดไป ในขั้นประมาณการ ขอให้ตรวจสอบ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา × 70% เสมอ และนำมารวมไว้ในการคำนวณระยะเวลาคืนทุน ในทางกลับกัน หากอธิบายไว้ล่วงหน้าด้วยว่าผลลัพธ์จะดีขึ้นอีกเมื่อครบ 12 เดือนและเพดานขั้นต่ำถูกอัปเดต การประเมินผลก็จะไม่แกว่ง

คำถามที่พบบ่อย

ระบบติดตามการใช้พลังงานคืออะไร

คือกลไกที่เก็บข้อมูลสถานะการใช้พลังงานของโรงงาน โดยเฉพาะพลังงานไฟฟ้า ด้วยอุปกรณ์วัดแบบอัตโนมัติ แล้วทำให้มองเห็นได้แยกตามเครื่องจักรและตามช่วงเวลา เพื่อเชื่อมต่อไปสู่มาตรการลดการใช้พลังงาน มีชื่อเรียกอื่นว่าระบบมอนิเตอร์พลังงานไฟฟ้า, EMS หรือระบบการจัดการพลังงาน

โครงสร้างแบ่งเป็น 5 ชั้น ได้แก่ ① ชั้นอุปกรณ์วัด (มิเตอร์ไฟฟ้าพร้อม CT, มิเตอร์แบบพัลส์เอาต์พุต ฯลฯ) ② ชั้นรวบรวมข้อมูล (IoT Gateway, Data Logger) ③ ชั้นแพลตฟอร์ม (ซอฟต์แวร์แสดงผล, คลาวด์) ④ ชั้นติดตั้ง (งานไฟฟ้า, การตั้งค่า, การพัฒนาหน้าจอ) และ ⑤ ชั้นปฏิบัติการ (การบำรุงรักษา, การดำเนินงานปรับปรุง) นอกจากไฟฟ้าแล้ว ยังขยายไปสู่การติดตามระบบสาธารณูปโภคอย่างลมอัด น้ำหล่อเย็น ไอน้ำ และแก๊ส ได้ด้วย

สิ่งสำคัญคือ ระบบรับผิดชอบแค่ “วัดแล้วแสดงผล” เท่านั้น สิ่งที่ทำให้ค่าไฟลดลงจริงคือการปฏิบัติงานที่นำข้อมูลนั้นไปใช้ทำ การลดพีคค่าความต้องการพลังไฟฟ้า การย้ายโหลด และการประหยัดพลังงานอย่างต่อเนื่อง หากอยากรู้ลึกลงไปว่าควรกำหนดจุดวัดกี่จุดตรงไหน และค่าใช้จ่ายแต่ละส่วนคิดออกมาเป็นเท่าไร อ่านเพิ่มเติมได้ที่การออกแบบจุดวัดและโครงสร้างค่าใช้จ่ายของระบบมอนิเตอร์พลังงานไฟฟ้า

ระบบติดตามการใช้พลังงานมีค่าใช้จ่ายเท่าไร

สำหรับแบบจำลอง 30 จุดวัด ค่าใช้จ่ายเริ่มต้น (ชั้นอุปกรณ์วัด + ชั้นรวบรวมข้อมูล + ชั้นติดตั้ง) อยู่ที่ประมาณ 500,000–1,440,000 บาท และค่าใช้จ่ายรวมปีแรก (ผลรวมชั้น ①–⑤ รวมชั้นแพลตฟอร์มและชั้นปฏิบัติการ) อยู่ที่ประมาณ 620,000–1,860,000 บาท ทั้งหมดจะขึ้นหรือลงตามสภาพหน้างาน

รายละเอียดโดยประมาณคือ อุปกรณ์วัด 8,000–20,000 บาท/จุด, Gateway 30,000–80,000 บาท/เครื่อง, ซอฟต์แวร์แสดงผล/คลาวด์ 5,000–20,000 บาท/เดือน, งานไฟฟ้า การตั้งค่า และการพัฒนาหน้าจอ 200,000–600,000 บาท, และงานบำรุงรักษาและปฏิบัติการรายปี 60,000–180,000 บาท

ในโรงงานตัวอย่างของบทความนี้ (250,000 kWh/เดือน, ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 800 kW) ประมาณการมูลค่าที่ประหยัดได้ปีละ 1,035,564 บาท ระยะเวลาคืนทุนจึงเท่ากับ 620,000 ÷ 1,035,564 = 0.60 ปี ถึง 1,860,000 ÷ 1,035,564 = 1.80 ปี กล่าวคือ ประมาณ 0.6–1.8 ปี เวลาเปรียบเทียบใบเสนอราคา ขอให้ผู้ขายแยกออกมาเป็น 5 ชั้นเสมอ ใบเสนอราคาแบบเหมารวมยอดเดียวจะตัดสินไม่ได้เลยว่าตรงไหนแพง และตรงไหนตกหล่น

แค่ทำให้มองเห็นการใช้ไฟฟ้า ค่าไฟจะลดลงไหม

ไม่ลดครับ พูดให้ถูกต้องคือ การมองเห็นข้อมูลโดยตัวมันเองไม่มีผลในการลดค่าไฟ ค่าไฟจะลดลงก็ต่อเมื่อ เปลี่ยนวิธีปฏิบัติงานจากสิ่งที่เห็น เท่านั้น

แต่ก็เป็นความจริงเช่นกันว่า ถ้าไม่มีการมองเห็นข้อมูล ก็เลือกมาตรการลดค่าไฟไม่ได้ ถ้าไม่รู้ว่าเครื่องจักรตัวไหนใช้ไฟเท่าไรในช่วง On Peak ก็กำหนดเป้าหมายการย้ายโหลดไม่ได้ และถ้าไม่รู้ว่าพีคเกิดขึ้นตอนไหน ก็ไม่มีทางลดพีคได้เลย การมองเห็นข้อมูลจึงเป็นเงื่อนไขจำเป็น แต่ไม่ใช่เงื่อนไขเพียงพอ

ในทางปฏิบัติ ต้องเตรียมครบ 3 อย่างพร้อมกันจึงจะเห็นผล

1. ตัวเลข (ข้อมูลการวัดแยกตามเครื่องจักรและตามช่วงเวลา)
2. เกณฑ์ตัดสิน (ค่าตั้งเตือน ลำดับความสำคัญ KPI)
3. การลงมือทำ (ขั้นตอนและอำนาจว่าใคร เมื่อไร ทำอะไร)

การติดตั้งเพียงข้อ 1 โดยไม่มีข้อ 2 และ 3 ก็คือความล้มเหลวแบบ “ทำแดชบอร์ดเสร็จแล้วก็จบแค่นั้น” ที่กล่าวไว้ข้างต้น

การติดตามค่าความต้องการพลังไฟฟ้า ต้องดูอะไรบ้าง

ขอให้ดู 5 อย่างต่อไปนี้

โดยเฉพาะข้อ 3 และข้อ 4 มักไม่มีติดมากับแดชบอร์ดมาตรฐานทั่วไป ถ้าไม่ระบุเป็นข้อกำหนดอย่างชัดเจน จะได้รับมอบหน้าจอที่แสดงเพียง kW จริงเท่านั้น

นอกจากนี้ ยังต้องย้อนดูล็อกของวันและเวลาที่เกิดพีคแยกตามเครื่องจักรได้ด้วย เมื่อระบุได้ละเอียดถึงระดับ “ช่วง 10 โมงของวันจันทร์ที่แล้ว การสตาร์ทคอมเพรสเซอร์และชิลเลอร์มาซ้อนกับการอุ่นอุณหภูมิของเตาอบ” เท่านั้น จึงจะลงมาสู่มาตรการที่เป็นรูปธรรมอย่างการกระจายจังหวะการสตาร์ทได้

เครื่องจักรเก่าที่มีอยู่เดิม วัดได้ไหม

วัดได้ครับ เพราะไม่ได้ไปดัดแปลงตัวเครื่องจักร แต่วัดที่ฝั่งวงจรที่จ่ายไฟให้เครื่องจักรนั้น วิธีมี 3 แบบ

1. ติดตั้ง CT เพิ่มภายหลัง: ติดตั้ง CT เข้ากับวงจรเป้าหมายภายในตู้จ่ายไฟหรือตู้เพาเวอร์ เป็นวิธีที่ใช้ได้ทั่วไปที่สุด ไม่จำกัดปีที่ผลิตหรือยี่ห้อของเครื่องจักร แต่ต้องดับไฟเพราะเป็นงานภายในตู้
2. รับสัญญาณพัลส์เอาต์พุตหรืออนาล็อกเอาต์พุต: หากมิเตอร์วัดหน่วยไฟฟ้าหรือมิเตอร์วัดอัตราการไหลที่มีอยู่เดิมมีขั้วสัญญาณเอาต์พุต ก็ดึงสัญญาณจากจุดนั้น ส่วนใหญ่ไม่ต้องดับไฟ
3. อ่านค่าจากสมาร์ทมิเตอร์เดิมหรือมิเตอร์ไฟฟ้าดิจิทัล: หากมีฟังก์ชันสื่อสาร ก็อ่านค่าที่จุดรับไฟได้ ถูกที่สุด แต่เห็นเพียงจุดเดียวคือภาพรวมทั้งโรงงาน

อุปสรรคที่แท้จริงไม่ใช่เรื่องเทคนิค แต่คือ การจัดแผนดับไฟ เนื่องจากการติดตั้ง CT ต้องดับไฟ จึงควรวางแผนตั้งแต่แรกให้รวบงานติดตั้งไว้ที่ช่วงตรวจสอบประจำปีหรือวันหยุดยาว (สงกรานต์ สิ้นปี–ปีใหม่) หากลืมใส่เรื่องนี้เข้าไปในกำหนดการ จะเกิดสภาพที่อุปกรณ์มาส่งถึงแล้วแต่เริ่มงานไม่ได้ ยืดเยื้อไปหลายเดือน

สรุป

ขอสรุปสาระสำคัญของบทความนี้

• ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของไทยอยู่ที่ 3.88 บาท/kWh ในงวดมกราคม–เมษายน 2026 และ 3.95 บาท/kWh ในงวดพฤษภาคม–สิงหาคม 2026 ส่วนงวดกันยายน–ธันวาคม มีการเสนอ 4 ทางเลือกโดยกำหนดค่า Ft ไว้ที่ 0.1623–0.9482 บาท/kWh เข้าสู่เวทีรับฟังความคิดเห็น แต่ ณ เวลาที่เขียนบทความนี้ยังไม่มีข้อสรุป
• ค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมแยกได้เป็น ค่าไฟฟ้าฐาน 3.78 บาท/kWh + ค่า Ft + ค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ TOU + ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า โดยค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft เป็นสิ่งที่ฝั่งโรงงานขยับไม่ได้ สิ่งที่ขยับได้มี 3 เรื่อง คือ “จะใช้เมื่อไร (TOU)” “จะกดพีคไว้ที่กี่ kW (ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า)” และ “จะใช้ทั้งหมดกี่ kWh”
• ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าถูกกำหนดด้วย ค่าสูงสุดในรอบเดือนของค่าเฉลี่ย 15 นาที เพียงจุดเดียว และมี Ratchet ที่ว่า ค่าที่เรียกเก็บ = MAX(ค่าจริงของเดือนปัจจุบัน, ค่าสูงสุดในรอบ 12 เดือนล่าสุด × 70%) ถ้าไม่รู้ 2 เรื่องนี้ ตัดสินใจลงทุนไม่ได้
• โรงงานตัวอย่าง (250,000 kWh/เดือน, 800 kW) มีค่าไฟรายเดือน 1,034,874 บาท ค่าไฟเฉลี่ยที่จ่ายจริง 4.14 บาท/kWh สัดส่วนค่าความต้องการพลังไฟฟ้าประมาณ 10.3% (เพราะตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 43.4% ส่วนตัวเลขทั่วไป 20–30% เป็นของโรงงานที่ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าต่ำ)
• หากค่า Ft ขึ้นไปที่ 0.9482 จะเพิ่มขึ้น 196,475 บาท/เดือน หรือ 2,357,700 บาท/ปี (เป็นสถานการณ์ที่ยังไม่ยุติ)
• 3 มาตรการ (ลดพีค 159,516 + ย้ายโหลด 379,248 + ประหยัดพลังงานปีละ 4% เท่ากับ 496,800) รวมเป็น 1,035,564 บาท/ปี คาดว่าลดได้ประมาณ 8.3% ของค่าไฟทั้งปี
• ค่าใช้จ่ายสำหรับ 30 จุดวัด อยู่ที่ 620,000–1,860,000 บาทในปีแรก คืนทุนประมาณ 0.6–1.8 ปี
• เครื่องจักรเก่าก็วัดได้ด้วยการติดตั้ง CT เพิ่ม การรับพัลส์เอาต์พุต และการอ่านค่ามิเตอร์เดิม อุปสรรคอยู่ที่การจัดแผนดับไฟ
• หากเข้าข่ายโรงงานควบคุม เช่น หม้อแปลงรวมตั้งแต่ 1,175 kVA ขึ้นไป จะเกิดหน้าที่ต้องจัดให้มี ผชพ. การทำให้การวัดเป็นอัตโนมัติจึงช่วยลดภาระงานรายงานได้โดยตรง
• รูปแบบความล้มเหลวมี 4 แบบ (ทำแดชบอร์ดแล้วจบ / จุดวัดมากเกินจนล่ม / ไม่มีขั้นตอนหลังสัญญาณเตือนดัง / ตัดสินใจผิดเพราะไม่รู้จัก Ratchet)

สิ่งที่ทำได้ทันทีตอนนี้มีเพียงข้อเดียว นำบิลค่าไฟย้อนหลัง 12 เดือนมาเรียง แล้วคูณค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดด้วย 0.7 ตัวเลขที่ได้คือ “พื้นที่ลดไม่ลง” ของค่าไฟบริษัทท่าน

เพียงเริ่มจากการแยกส่วนบิลค่าไฟและคัดกรองจุดวัด การมีสายตาจากภายนอกเข้ามาช่วยจะทำให้ประเด็นต่าง ๆ ถูกจัดระเบียบได้เร็วขึ้น TOMAS TECH ยินดีให้คำปรึกษาแก่โรงงานในประเทศไทย ทั้งการวินิจฉัยเบื้องต้นว่าบิลค่าไฟปัจจุบันมีช่องว่างให้ลดตรงจุดใด และการคัดกรองจุดวัดโดยพิจารณาจากสภาพตู้ไฟฟ้าที่มีอยู่เดิม ไม่จำเป็นต้องเป็นการปรึกษาโดยมีเงื่อนไขว่าจะติดตั้งระบบ แม้อยู่ในขั้นตอนจัดระเบียบสถานการณ์ปัจจุบันก็ปรึกษาได้ ติดต่อเราได้ตามสะดวกผ่านหน้าติดต่อเรา

ข้อมูลอ้างอิง

• ค่าไฟฟ้างวดพฤษภาคม–สิงหาคมของ ERC ที่ 3.95 บาท/kWh (Nation Thailand)
• ข้อเสนอค่า Ft งวดกันยายน–ธันวาคม (Thailand Construction)
• คำอธิบายค่าความต้องการพลังไฟฟ้า TOU TOD และ Ratchet (CapSolar)
• ค่าไฟและค่าไฟเฉลี่ยที่จ่ายจริงของโรงงานในไทย (CapSolar)
• กลไกของค่า Ft (CapSolar)
• พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ฉบับแปลอังกฤษ (EPPO)
• เกณฑ์โรงงานควบคุมและข้อกำหนด ผชพ. (เอกสารประเทศไทย APEC EGEEC)
• ISO 50001 กับการลดพลังงานปีละ 4% (US DOE Better Plants / Better Buildings Solution Center)
• เวทีรับฟังความคิดเห็นของ กกพ. (Bangkok Post)