ราคาไฟฟ้าในยุโรปสูงขึ้นเนื่องจากความร้อนและภัยแล้งทำให้ปริมาณไฟฟ้าลดลง

ประเด็นสำคัญ

• แรงกดดันด้านราคากระจุกตัวอยู่ในช่วงพีคตอนเย็น โดยราคาไฟฟ้าระหว่างวัน (intraday) ของฝรั่งเศสและเยอรมนีในช่วงเวลา 20.00 ถึง 21.00 น. ของวันพุธ พุ่งขึ้นเหนือ 300 ยูโรต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง

• ระดับน้ำในแม่น้ำลัวร์ โป ไรน์ และดานูบที่ลดลงต่ำสุดเป็นประวัติการณ์ กำลังฉุดทั้งกำลังผลิตไฟฟ้าพลังน้ำ ระบบหล่อเย็นของเตาปฏิกรณ์นิวเคลียร์ และการขนส่งถ่านหินทางเรือบรรทุกพร้อมกันในคราวเดียว

• แมงกะพรุนที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Gravelines เป็นสาเหตุของกำลังผลิตที่หายไปมากกว่า 3 กิกะวัตต์ในฝรั่งเศส ซึ่งหมายความว่ากำลังผลิตส่วนนี้จะไม่กลับมาทั้งหมดแม้คลื่นความร้อนจะคลี่คลายลง

• เส้นราคาล่วงหน้า (forward curve) สะท้อนต้นทุนก๊าซมากกว่าสภาพอากาศ โดยราคาไฟฟ้าเบสโหลดของเยอรมนีสำหรับปี 2027 สูงกว่าของฝรั่งเศสเกือบ 40 ยูโร ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม

• กรุงบรัสเซลส์มองว่ายังไม่มีความเสี่ยงด้านความเพียงพอของไฟฟ้าในระยะใกล้ ทำให้ผู้ซื้อภาคอุตสาหกรรมที่ทำสัญญาแบบราคาลอยตัวต้องแบกรับต้นทุนส่วนเพิ่มที่สูงขึ้นเอง

ราคาไฟฟ้าล่วงหน้าหนึ่งวัน (day-ahead) ของฝรั่งเศสพุ่งขึ้น 21.8% แตะ 142.50 ยูโรต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงเมื่อวันอังคาร ขณะที่สัญญาของเยอรมนีปรับขึ้น 22.8% แตะ 138.50 ยูโร ท่ามกลางคลื่นความร้อนลูกที่ 5 ของยุโรปในฤดูร้อนนี้ที่มาซ้ำเติมภาวะอุปทานไฟฟ้าที่หดตัวอยู่แล้ว

สิ่งที่ทำให้คลื่นความร้อนครั้งนี้แตกต่างจาก 4 ครั้งก่อนหน้าคือปัจจัยด้านอุปทาน โดยฝรั่งเศสบันทึกสถิติกำลังผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ที่ไม่พร้อมใช้งานเนื่องจากข้อจำกัดด้านสิ่งแวดล้อมสูงถึง 20.4% เมื่อวันพุธ ขณะที่โรมาเนียต้องปลดเตาปฏิกรณ์เครื่องสุดท้ายที่ยังทำงานอยู่ออกจากระบบเมื่อวันพฤหัสบดี

เรื่องนี้ยังคงเป็นประเด็นเรื่องต้นทุนมากกว่าการขาดแคลนไฟฟ้า อุปทานในตลาดที่เชื่อมโยงกันยังคงอยู่ในระดับที่รับมือได้ สิ่งที่เปลี่ยนไปคือต้นทุนของไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายในชั่วโมงพีค และผู้ที่ต้องเป็นคนจ่ายส่วนต่างนั้น

ราคาไฟฟ้ายุโรปพุ่งขึ้น เหตุอุปทานตึงตัว

การซื้อขายระหว่างวัน (intraday) ในวันพุธยิ่งตึงตัวขึ้นไปอีก โดยราคาไฟฟ้าในช่วงเวลา 20.00 ถึง 21.00 น. ของทั้งสองตลาดซื้อขายกันเหนือระดับ 300 ยูโรต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง สูงกว่าราคาล่วงหน้าหนึ่งวันที่ปิดไว้สำหรับชั่วโมงเดียวกันของวันก่อนหน้า

ส่วนต่างราคาดังกล่าวสะท้อนว่าสถานการณ์ตึงตัวขึ้นหลังการประมูลปิดลง เนื่องจากมีการปรับประมาณการทั้งด้านกำลังผลิตและความต้องการใช้ไฟฟ้า

ช่วงพีคตอนเย็นเป็นจุดศูนย์กลางของความเคลื่อนไหวครั้งนี้ พลังงานแสงอาทิตย์เริ่มลดลงหลัง 19.00 น. ขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าจากเครื่องปรับอากาศยังคงสูง ทำให้โรงไฟฟ้าที่สั่งจ่ายไฟได้ต้องเข้ามาปิดช่องว่างในจังหวะที่มีกำลังผลิตเหลือน้อยที่สุด

วันพุธยังมีปัจจัยแทรกซ้อนที่พบได้ยาก เมื่อปรากฏการณ์สุริยุปราคาเหนือสเปนตอนเหนือและยุโรปตะวันตกทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์หายไปเกือบ 9.7 กิกะวัตต์ในจุดสูงสุด หรือคิดเป็นราว 3.7% ของกำลังผลิตติดตั้งรวมของสหภาพยุโรป

ผู้ควบคุมระบบได้เตรียมรับมือไว้ล่วงหน้าแล้ว ทำให้อุปทานยังคงเพียงพอ ส่วนภูมิภาคยุโรปตะวันออกเฉียงใต้เผชิญแรงกดดันด้านราคาที่รุนแรงที่สุด โดยราคาล่วงหน้าหนึ่งวันในตลาดซื้อขายไฟฟ้า 7 แห่งของภูมิภาคปรับขึ้นเฉลี่ย 50% ถึง 100% ในสัปดาห์ที่สิ้นสุดวันที่ 6 สิงหาคม

คลื่นความร้อนและภัยแล้งฉุดกำลังผลิตไฟฟ้าที่ใช้งานได้

ศูนย์วิจัยร่วม (Joint Research Centre) ของคณะกรรมาธิการยุโรปรายงานเมื่อวันพุธว่า แม่น้ำสายหลัก 4 สายของยุโรป ได้แก่ ลัวร์ โป ไรน์ และดานูบ มีระดับน้ำลดลงต่ำสุดเป็นประวัติการณ์ในช่วงต้นเดือนสิงหาคม

ปริมาณน้ำไหลของแม่น้ำไรน์ที่จุดวัด Lobith ในเดือนกรกฎาคมเฉลี่ยอยู่ที่เพียง 37% ของค่าปกติในช่วงปี 2019 ถึง 2025 ขณะที่แม่น้ำการอนที่จุดวัด Tonneins ไหลอยู่ที่ 5% ของระดับปกติในเดือนกรกฎาคม และแม่น้ำลัวร์ที่จุดวัด Saumur อยู่ที่ 13%

ระดับน้ำที่ต่ำส่งผลกระทบต่อระบบพลังงานพร้อมกันถึง 3 ทาง ทั้งฉุดกำลังผลิตไฟฟ้าพลังน้ำ ลดทอนความสามารถในการหล่อเย็นที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนและนิวเคลียร์ต้องพึ่งพา และตามแนวแม่น้ำไรน์ยังจำกัดการขนส่งถ่านหินทางเรือบรรทุกไปยังโรงไฟฟ้าในเยอรมนี

โรมาเนียเป็นตัวอย่างที่ชัดเจนที่สุดเมื่อวันพฤหัสบดี โดยบริษัท Nuclearelectrica เริ่มปิดเครื่องปฏิกรณ์หน่วยที่ 2 ที่โรงไฟฟ้า Cernavodă ตั้งแต่เวลา 8.00 น. และปลดออกจากระบบอย่างสมบูรณ์ในอีก 3 ชั่วโมงต่อมา ส่งผลให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไม่มีกำลังผลิตจากนิวเคลียร์เหลืออยู่เลย

เครื่องปฏิกรณ์หน่วยที่ 1 หยุดเดินเครื่องมาตั้งแต่วันที่ 28 กรกฎาคม โดยปกติเตาปฏิกรณ์ทั้งสองเครื่องนี้ผลิตไฟฟ้าคิดเป็นราว 1 ใน 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดของโรมาเนีย ขณะที่ปริมาณน้ำไหลของแม่น้ำดานูบที่จุดเข้าสู่โรมาเนียลดลงเหลือราว 1,370 ลูกบาศก์เมตรต่อวินาที เทียบกับค่าเฉลี่ยเดือนสิงหาคมที่ราว 3,900 ลูกบาศก์เมตรต่อวินาที

ความพยายามขุดลอกร่องน้ำ ระเบิดพื้นแม่น้ำ และจมเรือบรรทุกที่บรรจุหินถ่วงน้ำหนัก ไม่สามารถรักษาปริมาณน้ำให้เพียงพอต่อปั๊มหล่อเย็นได้ ผู้ดำเนินการจึงประกาศเหตุสุดวิสัย (force majeure) ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยยังไม่กำหนดวันกลับมาเดินเครื่องใหม่

ฝรั่งเศสคือตัวแปรสำคัญของภูมิภาค

จากการคำนวณของสำนักข่าว AFP พบว่าเมื่อวันพุธ กำลังผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ของฝรั่งเศสถึง 20.4% ไม่สามารถใช้งานได้เนื่องจากข้อจำกัดด้านสิ่งแวดล้อมหรือปัจจัยแวดล้อมภายนอก ซึ่งถือเป็นสถิติสูงสุดนับตั้งแต่ EDF เริ่มเก็บข้อมูลในปี 2015

เตาปฏิกรณ์ 13 เครื่องจากทั้งหมด 57 เครื่องได้รับผลกระทบ โดย 8 เครื่องหยุดเดินเครื่องสมบูรณ์ และอีก 5 เครื่องเดินเครื่องด้วยกำลังผลิตที่ลดลง ก่อนหน้านี้ในสัปดาห์เดียวกัน ตัวเลขของ EDF ชี้ว่ามีข้อจำกัดกำลังผลิตราว 7.3 กิกะวัตต์ในช่วงพีคตอนเที่ยง

ไม่ใช่ทั้งหมดของกำลังผลิตที่หายไปเกิดจากความร้อน เพราะเตาปฏิกรณ์ 5 จาก 6 เครื่องที่โรงไฟฟ้า Gravelines ต้องหยุดหรือลดกำลังผลิตลง หลังฝูงแมงกะพรุนไปอุดตันปั๊มน้ำทะเลที่ใช้หล่อเย็น ทำให้กำลังผลิตหายไปมากกว่า 3 กิกะวัตต์

เนื่องจากไฟฟ้าราว 70% ของฝรั่งเศสผลิตจากพลังงานนิวเคลียร์ ความพร้อมใช้งานของเตาปฏิกรณ์จึงส่งผลโดยตรงต่อราคาไฟฟ้าในเยอรมนี อิตาลี สเปน เบลเยียม และอังกฤษ ตัวเลขที่ประเทศเพื่อนบ้านต้องจับตาไม่ใช่ปริมาณไฟฟ้าส่วนเกินที่ฝรั่งเศสส่งออกได้ในแต่ละปีอีกต่อไป แต่เป็นปริมาณไฟฟ้าที่ฝรั่งเศสส่งมอบได้จริงในค่ำคืนที่ความร้อนกดดันระบบ

เส้นราคาล่วงหน้าสะท้อนราคาก๊าซ ไม่ใช่สภาพอากาศ

ราคาไฟฟ้าสปอตเคลื่อนไหวตามความพร้อมใช้งานของเตาปฏิกรณ์ฝรั่งเศส ขณะที่เส้นราคาล่วงหน้าถูกกำหนดโดยต้นทุนเชื้อเพลิงเป็นหลัก ราคาไฟฟ้าเบสโหลดของเยอรมนีสำหรับปี 2027 ถูกประเมินไว้ที่ 104.24 ยูโรต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม เทียบกับ 64.73 ยูโรของฝรั่งเศส

ส่วนต่างราคาที่เกือบ 40 ยูโรนี้คือส่วนเพิ่มจากต้นทุนก๊าซ เนื่องจากโรงไฟฟ้าก๊าซเป็นตัวกำหนดราคาไฟฟ้าในชั่วโมงพีคของเยอรมนี ขณะที่เส้นราคาของฝรั่งเศสยังคงเคลื่อนไหวตามความพร้อมใช้งานของเตาปฏิกรณ์ ซึ่งตลาดยังคาดว่าจะกลับสู่ภาวะปกติได้

ราคาก๊าซอ้างอิง Dutch TTF ซื้อขายใกล้ระดับ 60 ยูโรต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงเมื่อวันพฤหัสบดี เพิ่มขึ้นราว 13% จากเดือนก่อนหน้า และสูงกว่าปีก่อนเกือบ 87% จากปัจจัยการปิดช่องแคบฮอร์มุซที่ทำให้การขนส่งก๊าซจากกาตาร์ล่าช้า

โรงไฟฟ้าก๊าซใช้เชื้อเพลิงราว 1.7 ถึง 1.8 หน่วยต่อไฟฟ้า 1 หน่วยที่ผลิตได้ ดังนั้นหากราคา TTF ขยับขึ้น 10 ยูโร จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าส่วนเพิ่มเพิ่มขึ้น 17 ถึง 18 ยูโร ขณะที่ราคาคาร์บอนของสหภาพยุโรปปิดที่ 82.36 ยูโรต่อตัน สูงกว่าปีก่อนหน้า 16%

อุปทานไฟฟ้ายังเพียงพอ แม้ต้นทุนส่วนเพิ่มพุ่งขึ้น

แรงกดดันด้านราคาและการขาดแคลนอุปทานเป็นคนละเรื่องกัน และหลักฐานที่ปรากฏชี้ชัดไปทางแรก

กลุ่มประสานงานด้านไฟฟ้า (Electricity Coordination Group) ซึ่งประกอบด้วยคณะกรรมาธิการยุโรป ประเทศสมาชิก ยูเครน มอลโดวา และ ENTSO-E ได้ประชุมกันในสัปดาห์นี้และสรุปว่ายังไม่มีความเสี่ยงด้านความเพียงพอของไฟฟ้าในระยะสั้น แต่เตือนว่าสถานการณ์จะยังตึงตัวต่อเนื่องไปจนถึงสัปดาห์หน้า

โรงไฟฟ้าในฝรั่งเศส อิตาลี ฮังการี โรมาเนีย สโลวีเนีย และโปแลนด์ ต้องลดกำลังผลิตลง ขณะที่ผู้ดูแลระบบสายส่งไฟฟ้าของฝรั่งเศสระบุว่ากำลังผลิตของประเทศยังคงเพียงพอ แม้จะนับรวมส่วนที่หยุดเดินเครื่องไปแล้วก็ตาม

นายนิโกลาส์ โกลด์เบิร์ก ผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงานจาก Colombus Consulting ระบุว่า "ยังมีช่องว่างเพียงพอที่จะทำให้เรื่องนี้ไม่กลายเป็นปัญหาด้านอุปทานในระยะสั้น" ระบบไฟฟ้ายังคงรักษาสมดุลได้ แต่ต้นทุนของการรักษาสมดุลนั้นเพิ่มสูงขึ้นอย่างมาก

ปัจจัยที่จะกำหนดทิศทางราคาไฟฟ้ายุโรปจากนี้

• ความพร้อมใช้งานของเตาปฏิกรณ์นิวเคลียร์ฝรั่งเศส การนำเตาปฏิกรณ์ที่ Gravelines กลับมาเดินเครื่อง และการยกเลิกข้อจำกัดด้านอุณหภูมิน้ำ จะช่วยดึงกำลังผลิตกลับมาได้หลายกิกะวัตต์ และฟื้นฟูส่วนต่างสำหรับการส่งออกไฟฟ้าได้เร็วกว่าปัจจัยอื่นใด

• อุณหภูมิและระดับน้ำในแม่น้ำ สถานการณ์นี้น่าจะรุนแรงที่สุดในช่วงวันพุธถึงวันศุกร์ ก่อนที่อากาศจะเย็นลงและมีฝนตกมากขึ้นในช่วงสุดสัปดาห์ของวันที่ 15 สิงหาคม ขณะที่ Météo-France ประเมินว่ามีความน่าจะเป็น 60% ที่อุณหภูมิจะสูงกว่าค่าเฉลี่ยไปจนถึงเดือนตุลาคม

• กำลังลมในเยอรมนี กำลังผลิตจากลมที่อ่อนแรงทำให้ต้องพึ่งพาโรงไฟฟ้าพลังความร้อนมากขึ้น หากลมกลับมาแรงขึ้นก็จะช่วยดึงราคาไฟฟ้าส่วนเพิ่มลงได้อย่างรวดเร็ว

• ราคาก๊าซ ราคา TTF เป็นตัวกำหนดพื้นราคาของช่วงพีคตอนเย็น หากอุปทาน LNG ผ่อนคลายลงก็จะช่วยลดพื้นราคานี้ลง แต่หากตลาดยังตึงตัวต่อเนื่องก็จะทำให้ราคายืนอยู่ในระดับสูงต่อไป

ผู้ซื้อภาคอุตสาหกรรมที่ทำสัญญาแบบราคาลอยตัวต้องแบกรับต้นทุนที่เพิ่มขึ้นทันที โดยมีช่องทางป้องกันความเสี่ยงด้านราคาที่จำกัดในระดับราคาปัจจุบัน ระบบไฟฟ้าสามารถประคองตัวผ่านสัปดาห์ที่ยากลำบากนี้ไปได้โดยไม่เกิดปัญหาด้านอุปทาน สิ่งที่เปลี่ยนไปคือราคาที่ระบบต้องจ่ายเพื่อประคองตัวเช่นนั้น