ประเทศสหรัฐอเมริกา

สถานการณ์ปัจจุบันของการดำเนินการด้านสมาร์ทกริด

นโยบายและปัจจัยสำคัญที่เป็นส่วนผลักดันโครงการด้านสมาร์ทกริด

แนวโน้มของโลกและภายในประเทศสหรัฐอเมริกาเองที่เป็นตัวผลักดันให้เกิดความสนใจในการดำเนินการพัฒนาระบบไฟฟ้าไปสู่การเป็นโครงข่ายสมาร์ทกริดมีหลายประการ

  • ความแพร่หลายของการผลิตไฟฟ้าโดยพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy: RE) และโรงไฟฟ้าแบบกระจายตัว (Distributed Generation: DG) รวมทั้งการเพิ่มขึ้นของแหล่งพลังงานแบบกระจายตัว (Distributed Energy Resource: DER)
  • สภาวะอากาศและภัยพิบัติทางธรรมชาติที่รุนแรงทำให้เกิดความสนใจทางด้านไมโครกริดมากขึ้น เพื่อให้ระบบไฟฟ้าสามารถต้านทานกับหายนะภัยได้ดีขึ้น เช่นในปี พ.ศ. 2555 (ค.ศ. 2012) เกิดภัยพิบัติทางสภาพอากาศขึ้นในประเทศสหรัฐอเมริกากว่า 11 ครั้ง ซึ่งได้สร้างความเสียหายต่อครั้งเกิน1 พันล้านเหรียญสหรัฐ โดยเฉพาะพายุเฮอริเคนแซนดี้ซึ่งสร้างความเสียหายถึง 65 พันล้านเหรียญสหรัฐ
  • ลูกค้าของผู้ให้บริการไฟฟ้าเริ่มเปลี่ยนบทบาทจากเดิมเป็นเพียงผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) ได้กลายมาเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าด้วย (Prosumer)
  • การเตรียมระบบเพื่อรองรับโหลดใหม่จำนวนมากในอนาคตจากรถยนต์ไฟฟ้า (Electric Vehicle: EV)
  • ปัญหาไฟฟ้าดับครั้งใหญ่เมื่อปี ค.ศ. 2003 หรือที่เรียกกันว่า “2003 Northeast Blackout”
  • แนวโน้มโลกในทิศทาง The Internet of Things (IoT) และเศรษฐกิจแบบดิจิตัล (Digital Economy)

 

ข้อตกลงโคเปนเฮเกน (Copenhagen) Accord และพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)

แม้สหรัฐจะไม่ได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกของพิธีสารเกียวโต แต่สหรัฐก็รับที่จะมีภาระผูกพันในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตาม Copenhagen Accord โดยสหรัฐได้ตกลงที่จะมีเป้าหมายในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงให้ต่ำกว่าระดับของปี ค.ศ. 2005 ประมาณ 17% ภายในปี ค.ศ. 2020 โดยจะสอดคล้องกับกฎระเบียบต่างๆทางด้านพลังงานและสภาพภูมิอากาศของสหรัฐ [1]

Renewable Portfolio Standards (RPS) และความก้าวหน้าด้านนโยบายในการสนับสนุน DER

ทรัพยากรทางไฟฟ้าแบบกระจายตัวหรือ DER ซึ่งสหรัฐให้นิยามรวมไปถึง Distributed Generation (DG เช่น Rooftop Solar หรือCHP) รถยนต์ไฟฟ้า (Electric Vehicles: EV)  การตอบสนองด้านโหลด (Demand Response: DR) และระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) ได้เริ่มมีการติดตั้งใช้งานในระบบไฟฟ้าแพร่หลายมากขึ้นเรื่อยๆ การตั้งมาตรฐานผลงานทางด้านพลังงานหมุนเวียน หรือ Renewable Portfolio Standards (RPS) ของมลรัฐต่าง ๆ เป็นแรงขับเคลื่อนที่สำคัญมากในการทำให้เกิดการพัฒนาของ DER ซึ่งจะส่งผลต่อการพัฒนาสมาร์ทกริด ในปัจจุบันมีความก้าวหน้าในเรื่องนี้คือ

  • 29 มลรัฐรวมทั้ง D.C. และสองดินแดน (Territories) มี RPS ซึ่งตั้งเป้าหมายเปอร์เซ็นต์ในการใช้พลังงานหมุนเวียน และอีก 17 มลรัฐมีอาณัติทางด้านพลังงานแสงอาทิตย์และ DER ชนิดอื่นๆ
  • 45 มลรัฐมีนโยบายทางด้าน Net Metering
  • 7 มลรัฐและผู้ให้บริการไฟฟ้าในมลรัฐอื่นๆมีโครงการ Feed-in Tariffs โดยเสนอสัญญาแบบระยะยาวแก่ผู้ผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการลงทุนใน DG

ในปัจจุบันราคาของ RE และ DG ที่ถูกลงในสหรัฐยิ่งทำให้เกิดการแพร่หลายของ DER มากยึ่งขึ้น เช่น ราคาของ Solar PV ซึ่งเริ่มแข่งขันกับการซื้อไฟฟ้าแบบปกติได้สำหรับบางผู้ใช้ไฟฟ้าแล้วทำให้มีการเติบโตในด้านนี้อย่างมาก ในปี ค.ศ.2013 มีการเติบโตกว่า 41% ในสหรัฐและคาดว่าภายในปลายปี ค.ศ.2013 กำลังผลิตติดตั้งของ Solar PV จะขึ้นไปถึง 12.1 GW นอกจากนี้ในส่วนของรถยนต์ไฟฟ้า EV ประธานาธิบดีของสหรัฐได้เคยตั้งเป้า (The President‘s Targets) เอาไว้ว่าประเทศสหรัฐอเมริกาจะต้องมีรถยนต์ไฟฟ้าบนถนนถึง 1 ล้านคันภายในปี ค.ศ. 2015 ในช่วงที่ผ่านมาราคาของแบตเตอรี่ที่ถูกลงทำให้การใช้รถยนต์ไฟฟ้า EV ในสหรัฐมีการเติบโตขึ้นอย่างต่อเนื่องดังแสดงมูลค่าของตลาดทางด้านนี้ [2] [3]

The Energy Independence and Security Act of 2007 (EISA) 

EISA ได้กำหนดให้การทำกริดไฟฟ้าให้ทันสมัย (Grid Modernization) เป็นนโยบายแห่งชาติของ U.S. โดยที่ SGIG (Smart Grid Investment Grant) ซึ่งเป็นเงินลงทุนสำคัญทางด้านสมาร์ทกริดของสหรัฐในช่วงที่ผ่านมาก็ได้รับอำนาจมาจาก Act นี้(1.3.1-15)

แผนการดำเนินงานและแผนที่นำทางด้านสมาร์ทกริด

สหรัฐอเมริกามีแผนการดำเนินงานและแผนที่นำทางที่จัดทำขึ้นจากหลายๆหน่วยงานโดยเน้นไปที่ด้านต่างๆกันแล้วแต่วัตถุประสงค์ของแผนงานหรือแผนที่นำทางนั้น ทั้งที่จัดทำขึ้นด้วยองค์กรของรัฐบาลกลางสหรัฐอย่าง NIST หรือจัดทำโดยรัฐบาลของมลรัฐอย่างเช่น รัฐนิวยอร์คเป็นต้น

National Institute of Standards and Technology (NIST) Interoperability Roadmap

NIST ได้จัดทำแผนที่นำทางขึ้นเป็นการดำเนินการตาม Energy Independence and Security Act (EISA) ซึ่งได้กำหนดในปี ค.ศ. 2007 ให้ Department of Commerce (DOC) ซึ่ง NIST สังกัดอยู่ประสานงานและดำเนินการพัฒนาจัดทำกรอบการทำงานทางด้านความเข้ากันได้ของอุปกรณ์ (Interoperability Framework)

ในการนี้ NIST ได้จัดทำแผนที่นำทางในการพัฒนามาตรฐานออกมาโดยแบ่งเป็น 3 เฟส (1.3.1-4)

  • เฟสที่ 1 จัดตั้งการมีส่วนร่วมและรวบรวมหน่วยงานและภาคส่วนต่างๆที่เกี่ยวข้องมาเข้าร่วม โดยผ่าน ทางการเข้าร่วมกระบวนการแบบสาธารณะ เช่น
  • การจัดทำเวิร์คช็อปสาธารณะต่างๆเพื่อรับฟังข้อมูลจากผู้เกี่ยวข้อง
  • การมีส่วนร่วมในทางเทคนิคจากคณะทำงานทางด้านเทคนิค
  • การประสานความร่วมมือระหว่างกลุ่มคณะทำงานทางด้านความปลอดภัยทางไซเบอร์
  • เฟสที่2 การจัดตั้ง Smart Grid Interoperability Panel Forum ซึ่งได้ดำเนินการแล้วในเดือนพฤศจิกายน ค.ศ. 2009
  • เฟสที่ 3 พัฒนาและจัดสร้างกรอบการทำงานสำหรับการทดสอบการเข้ากันได้และการออกใบรับรอง (Framework for Conformity Testing and Certification)

นอกจากนี้ NIST ยังได้จัดตั้งแผนการดำเนินงาน (Priority Action Plan, PAP) เพื่อสนับสนุนการพัฒนามาตรฐาน

ตารางที่ 1.3.1-1 ภาระกิจทั้งหมด 18 ประการตาม PAP ของ NIST (1.3.1-4)ตารางที่ 1.3.1-1 ตารางที่ 1.3.1-1 (2)

จะเห็นได้ว่าแผนที่นำทางของ NIST นอกจากจะเน้นไปที่มาตรฐานของ US Standards แล้วยังคงให้ความสำคัญกับมาตรฐานอื่นอย่าง IEEE และ IEC Standards ด้วยและยังพิจารณารวมไปถึงมาตรฐานของ Building Automation และ Metering ซึ่งเมื่อรวมกันเข้ากับแผนที่นำทางของทางด้านสหภาพยุโรปอย่างเช่น  German Standardization Roadmap (1.3.1-4)และแผนที่นำทางIEC SMG SG 3 (1.3.1-4) จะพบว่ามาตรฐานสำคัญต่างๆที่จำเป็นได้ถูกพิจารณาครอบคลุมทั้งหมดภายใต้แผนที่นำทางเหล่านี้รวมกัน (1.3.1-4)

National Electric Delivery Technologies Roadmap – ‘GRID 2030’ (1.3.1-16)

สหรัฐประกาศแผนที่นำทางสำคัญในการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศให้ทันสมัยตั้งแต่ปี ค.ศ.2004 โดยมีการแบ่งออกเป็น 3 เฟส ดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-3

  • เฟสที่ 1 ภายในปีค.ศ.2010 เป็นช่วงการออกแบบและทดสอบ
  • เฟสที่ 2 ภายในปีค.ศ.2020 เป็นช่วงการพัฒนาเทคโนโลยีและการทำให้ตลาดยอมรับ
  • เฟสที่ 3 ภายในปีค.ศ.2030 เป็นช่วงการผลิตเชิงอุตสาหกรรมและขยายการนำเข้าใช้งานอย่างแพร่หลาย

แผนที่นำทางGrid 2030 นี้เป็นหลักสำคัญในการพัฒนาแผนที่นำทางอื่นๆ รวมทั้งแผนการพัฒนาและสนันสนุนสมาร์ทกริดด้วย หลายๆเทคโนโลยีตามแผนที่นำทางนี้ เป็นเทคโนโลยีสมาร์ทกริด

รูปที่ 1.3.1-3 แผน 3 เฟสของ National Electric Delivery Technologies Roadmap 
‘GRID 2030’

Smart Grid Roadmap for the State of New York (NYS) (1.3.1-17)

บางมลรัฐของสหรัฐได้เริ่มจัดทำแผนที่นำทางสมาร์ทกริดของตัวเองขึ้น ซึ่งจะยกมาเป็นตัวอย่างเพื่อดูแนวโน้มในระดับมลรัฐที่น่าสนใจหลายประการ มลรัฐนิวยอร์ค (NYS) ได้ประกาศแผนที่นำทางสมาร์ทกริดเมื่อเดือนกันยายน ปี ค.ศ. 2010 (1.3.1-17) โดยแผนที่นำทางจะแบ่งแผนการดำเนินการออกเป็น 2 เฟสคือ แผนระยะใกล้สำหรับปีที่ 1 – 5 และแผนระยะยาวสำหรับปีที่ 6 – 15 ดังนี้

เฟสที่ 1 แผนปีที่ 1-5 (2011-2015) NYS เน้นการวางรากฐานของสมาร์ทกริดและใช้ความสามารถของสมาร์ทกริดให้เต็มที่ โดยเรื่องสำคัญที่ต้องดำเนินการได้แก่

  • ข้อกำหนดหลักและการปฎิบัติในทางกฏหมาย (Key Regulatory And Legislative Actions)
  • การทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถมีส่วนร่วม (Customer Enablement)
  • ทำกริดไฟฟ้าให้ทันสมัย (Modernizing The Grid)
  • การอินทิเกรตแหล่งผลิตไฟฟ้าที่หลากหลาย (Diverse Supply Integration)
  • การพัฒนาทางเศรษฐศาสตร์ (Economic Development)
  • การพัฒนาทางเทคนิค (Technological Development)
  • การวิจัยค้นคว้าเกี่ยวกับผู้ใช้ไฟฟ้า (Customer Research)

เฟสที่ 2 แผนปีที่ 6-15 (2016-2030) เทคโนโลยีต่างๆน่าจะเข้าสู่ช่วงที่พัฒนาดีแล้ว NYS จะเน้นมองไปยังผลิตภัณฑ์ บริการและเทคโนโลยีที่พิจารณาแล้วว่ามีคุณค่าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า นอกจากนี้ NYS จะเรียนรู้จากประสบการณ์จากที่อื่นๆมาปรับใช้ด้วย โดยในช่วงแผนนี้จะเน้นไปที่เรื่องต่างๆคือ

  • นำผลิตภัณฑ์และบริการที่เป็นประโยชน์กับผู้ใช้ไฟเข้าใช้งานในระบบ
  • ทยอยนำเทคโนโลยีสมาร์ทกริดระดับสูงต่างๆเข้าใช้งานอย่างต่อเนื่องเพื่อให้บรรลุเป้าหมาย “Self-Restoring”
  • พัฒนาและสนับสนุนการดำเนินการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับรถยนต์ไฟฟ้า PEV/PHEV อย่างต่อเนื่อง
  • พัฒนาและสนับสนุนการดำเนินการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับ HAN และ Smart Appliances
    อย่างต่อเนื่อง
  • พัฒนาและสนับสนุนการดำเนินการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับ DG และระบบกักเก็บพลังงานในขนาดเชิงพาณิชย์ อย่างต่อเนื่อง
  • พัฒนาและสนับสนุนการดำเนินการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับ ไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงานในขนาดเชิงพาณิชย์ อย่างต่อเนื่อง

มลรัฐนิวยอร์คได้คาดการณ์จำนวนการติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์เอาไว้ดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-4 และจำนวนของรถยนต์ EV ในรูปที่ 1.3.1-5

รูปที่ 1.3.1-4 คาดการณ์จำนวนสมาร์ทมิเตอร์ที่จะติดตั้งในมลรัฐนิวยอร์ค

รูปที่ 1.3.1-4 คาดการณ์จำนวนสมาร์ทมิเตอร์ที่จะติดตั้งในมลรัฐนิวยอร์ค

รูปที่ 1.3.1-5 คาดการณ์จำนวนรถยนต์ไฟฟ้า EV ที่จะนำเข้าใช้งานในมลรัฐนิวยอร์ค

รูปที่ 1.3.1-5 คาดการณ์จำนวนรถยนต์ไฟฟ้า EV ที่จะนำเข้าใช้งานในมลรัฐนิวยอร์ค

Smart Grid Research & Development Multi-Year Program Plan (MYPP) 2010-2014 (1.3.1-18)

ในปี ค.ศ. 2011 DOE ของสหรัฐได้ประกาศแผนในการวิจัยและพัฒนาทางด้านสมาร์ทกริดของประเทศในช่วงปี ค.ศ. 2010 – 2014 ฉบับปรับปรุงขึ้นดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-6 โดยแผนงานวิจัยระบุความสำคัญในด้านที่เกี่ยวข้องออกเป็น 7 คุณลักษณะคือ Power Quality, Self Healing, Resiliency against Attacks and Disasters, Customer Participation, Integration of All Generation & Storage Options, New Markets and Operations, Asset Optimization and Operational Efficiency และมีเป้าหมายที่ตั้งไว้ในระยะยาวของปี ค.ศ.2020 คือ

  • ระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่สามารถกลับมาจ่ายไฟด้วยตัวเองได้เพื่อการเพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบ
    (Self-Healing Distribution Grid for Improved Reliability)
  • การอินทิเกรตแหล่งพลังงานแบบกระจายตัว (DER) การตอบสนองด้านโหลด (DR) และรถยนต์ไฟฟ้า (EV) เข้าไปกับระบบ (Integration of DER/DR/PEV for Improved System Efficiency)

เป้าหมายทางด้านพลังงานของสหรัฐก็คือการสร้างเศรษฐกิจแบบคาร์บอนต่ำที่สามารถแข่งขันได้และสร้างความมั่นคงทางพลังงานของสหรัฐอเมริกาในอนาคต  นอกจากนี้ประธานาธิบดีของสหรัฐยังตั้งเป้า (The President‘s Targets) เอาไว้ว่า (1.3.1-18)ภายในปี ค.ศ. 2035 80% ของพลังงานไฟฟ้าของสหรัฐจะต้องผลิตมาจากแหล่งพลังงานสะอาด และจะมีรถยนต์ไฟฟ้าบนถนนของสหรัฐถึง 1 ล้านคันภายในปี ค.ศ. 2015 (1.3.1-18)

รูปที่ 1.3.1-6 แผนงานวิจัยพัฒนาทางด้านสมาร์ทกริดของ DOE

รูปที่ 1.3.1-6 แผนงานวิจัยพัฒนาทางด้านสมาร์ทกริดของ DOE

มาตราการสนับสนุนและงบประมาณในลงทุน

American Recovery and Reinvestment Act of 2009 (ARRA) และ SGIG

ตาม American Recovery and Reinvestment Act of 2009 นั้นรัฐบาลสหรัฐได้วางงบประมาณถึง 9 พันล้าน USD ในการลงทุนแบบรัฐบาลร่วมกับเอกชน (Public-Private Investment) ในโครงการด้านสมาร์ทกริดภายในปี 2015 (1.3.1-1)ซึ่งทำให้เกิดโครงการทางด้านสมาร์ทกริดขึ้นมากมายภายใต้การดูแลของ DOE และโครงการSGIG(Smart Grid Investment Grant) ซึ่งจัดตั้งขึ้นเพื่อดูแลการนำเทคโนโลยีเข้าใช้งานและพัฒนากริดไฟฟ้าให้ทันสมัยตาม Recovery Act Funds โดยงบประมาณ 7.9 พันล้าน USD จัดสรรแบบร่วมลงทุนในโครงการของ SGIG 99 โครงการดังแสดงตามรูปที่ 1.3.1-7 (1.3.1-5) และอีก 1.6 พันล้าน USD ลงทุนในโครงการสาธิตอีกกว่า 32 โครงการ (1.3.1-3) โดยมีตัวอย่างของการจัดสรรงบประมาณส่วนหนึ่งราว 4.5 พันล้านUSD แสดงในรูปที่ 1.3.1-8 (1.3.1-15)และมีสัดส่วนการลงทุนในสาขาเทคโนโลยีต่างๆดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-9

อย่างไรก็ดีผู้เชี่ยวชาญก็ประเมินว่าการลงทุนในสมาร์ทกริดนั้นยังต้องการงบประมาณอีกหลายร้อยพันล้านเหรียญดังเช่นที่ประเมินไว้โดย EPRI ที่ 338 – 476 พันล้าน USD (1.3.1-2)

รูปที่ 1.3.1-7 แผนที่แสดง 99 โครงการตาม SGIG

รูปที่ 1.3.1-7 แผนที่แสดง 99 โครงการตาม SGIG

รูปที่ 1.3.1-8 การจัดสรรงบประมาณส่วนหนึ่งราว 4.5 พันล้าน USD ตาม ARRA

รูปที่ 1.3.1-8 การจัดสรรงบประมาณส่วนหนึ่งราว 4.5 พันล้าน USD ตาม ARRA

รูปที่ 1.3.1-9 การจัดสรรงบประมาณของ SGIG ตามสาขาเทคโนโลยีต่างๆ

รูปที่ 1.3.1-9 การจัดสรรงบประมาณของ SGIG ตามสาขาเทคโนโลยีต่างๆ

งินสนับสนุนการลงทุนในโครงการระบบกักเก็บพลังงาน

ในช่วงเวลาเดียวกับ ARRA รัฐบาลสหรัฐได้ให้เงินทุนสนับสนุนในลักษณะของการร่วมลงทุน (Cost-Share Funding)เป็นเงิน 1.6 พันล้าน USD กับโครงการสาธิตทางด้านระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage) และโครงการสาธิตอื่นๆที่ดำเนินการเกี่ยวกับคอนเซ็ปใหม่ๆของสมาร์ทกริด (1.3.1-1)

เงินสนับสนุนของรัฐบาลในด้านการอบรมกำลังแรงงาน

ในช่วงเวลาเดียวกับ ARRA รัฐบาลสหรัฐได้ให้เงินสนับสนุนในโครงการอบรมกำลังแรงงานทางด้านสมาร์ทกริดจำนวนกว่า 52 โครงการเป็นจำนวนเงินกว่า 100 ล้าน USD (1.3.1-1)

Electric Program Investment Charge (EPIC) ของมลรัฐแคลิฟอร์เนีย (1.3.1-9)

เงินทุนสนับสนุนจากรัฐบาลมลรัฐแคลิฟอร์เนียกว่า 27,276,625 USD ที่ให้แก่โครงการวิจัยและพัฒนา การสาธิตทางเทคโนโลยี และการนำเข้าทดสอบใช้งานของเทคโนโลยีพลังงานสะอาดในแคลิฟอร์เนีย ซึ่งก็ได้มีการให้ทุนแก่โครงการทางด้านไมโครกริด และโครงการที่ทำทางด้าน Bidirectional Charging หรือ G2V และ V2G

มาตรฐานด้านอาคารของแคลิฟอร์เนีย(California Title 24 Building Code) (1.3.1-21)

มลรัฐแคลิฟอร์เนียเป็นรัฐที่มีความก้าวหน้าในเรื่องของสมาร์ทกริดและการต้องสนองด้านโหลด (DR) อย่างมาก ในเดือนมิถุนายน ค.ศ. 2014 รัฐบาลของแคลิฟอร์เนียได้ประกาศ Title 24 ของ Building Code ฉบับปรับปรุงซึ่งกำหนดให้อาคารที่กำหนดต้องมี ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง, ระบบ HVAC, Thermostats(ทั้งตัวใหม่และตัวเปลี่ยน), และระบบอาคารอื่นๆอีกหลายระบบต้องติดตั้งมาพร้อมกับความสามารถในการทำการตอบสนองด้านโหลดแบบอัตโนมัติ (Automated Demand Response Capability) ซึ่งระบุไว้ว่า “capable of receiving and automaticallyresponding to at least one standards-based messaging protocol”(1.3.1-.22)ซึ่งมาตรฐานที่ได้รับการสนับสนุนส่งเสริมในแคลิฟอร์เนียอย่างมากคือมาตรฐาน OpenADR 2.0 หรืออาจใช้มาตรฐานที่ยังนิยมใช้อย่างมากในหลายผู้ผลิตอย่าง SEP 2.0 ซึ่งเป็น ZigBee-Based Energy Protocol

การประเมินการลงทุนในสมาร์ทกริดโดย EPRI (1.3.1-2)

EPRI ได้ทำการศึกษาวิเคราะห์ความคุ้มค่าในการลงทุน (Cost-Benefit Analysis) ทางด้านสมาร์ทกริดของสหรัฐเอาไว้โดยละเอียดและจัดทำเป็นรายงานเผยแพร่สู่สาธารณะ ซึ่งรายงานฉบับดังกล่าวก็ได้ถูกนำมาใช้อ้างอิงอย่างสำคัญในการจัดทำแผนแม่บทสมาร์ทกริดของประเทศไทยด้วย ซึ่งโดยสรุปการลงทุน ผลตอบแทน และความคุ้มค่าแสดงในรูปที่ 1.3.1-10 (1.3.1-2)โดยการลงทุนแบ่งเป็นกลุ่มใหญ่ 3 กลุ่มดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-11 (1.3.1-2)

รูปที่ 1.3.1-10 สรุปการประเมิน Cost-Benefit ของสมาร์ทกริดสหรัฐ

รูปที่ 1.3.1-11 สรุปประเมินการลงทุนใน 3 ด้านหลักของสมาร์ทกริดสหรัฐ

จากการลงทุนรวมกว่า 338 – 476 พันล้าน USD นั้นทำให้ต้องมีการลงทุนอย่างต่อเนื่องโดยประมาณการคือ 17 ถึง 24 พันล้านUSD ต่อปีในช่วงเวลา 20 ปีข้างหน้า ในรายงานฉบับนี้ EPRI ได้ปรับปรุงขึ้นจากรายงานฉบับก่อนในค.ศ. 2004 โดยได้พิจารณาเพิ่มองค์ประกอบสำคัญของสมาร์ทกริดเข้ามาอีกหลายประการดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-12 ซึ่งจะเห็นได้อย่างชัดเจนถึงแนวโน้มการเปลี่ยนแปลงโดยเพิ่มเติมเป้าหมายของสมาร์ทกริดที่สำคัญคือการอินทิเกรต Distributed Energy Resource (DER) เช่น Demand Response (DR), Renewable Energy (RE), Electric Vehicle (EV), Distributed Generation (DG),  และ Energy Storage System (ESS) เข้าไปในระบบไฟฟ้า รวมทั้งการติดตั้ง AMI เพื่อการลดค่าใช้จ่ายต่างๆด้วย

รูปที่ 1.3.1-12 องค์ประกอบสำคัญของสมาร์ทกริดที่เพิ่มเติมขึ้นมาจากรายงานฉบับเดิมของ EPRI

รูปที่ 1.3.1-12 องค์ประกอบสำคัญของสมาร์ทกริดที่เพิ่มเติมขึ้นมาจากรายงานฉบับเดิมของ EPRI

 

ติดตามการดำเนินงานตามแผนด้านสมาร์ทกริด

ทิศทางการดำเนินการตามแผน

ในช่วงที่ผ่านมาสหรัฐอเมริกาเน้นการพัฒนากริดไฟฟ้าให้มีความทันสมัยมากขึ้น เพื่อปรับปรุงกริดไฟฟ้าเดิมซึ่งมีความเก่าลงไปมากเนื่องจากสร้างมาตั้งแต่หลังสงครามโลกครั้งที่ 2 โดยประเด็นหลักในการพัฒนาได้แก่ (1.3.1-1)

  • ระบบตรวจวัดแบบดิจิตัลของสมาร์ทกริด (Digital Smart Grid Sensing)
  • ระบบการสื่อสาร (Communication)
  • เทคโนโลยีการควบคุมซึ่งทำให้กริดไฟฟ้ามีความเชื่อถือได้มากขึ้น (Control Technology to Improve Grid Reliability)
  • ความปลอดภัยของระบบ (Security)
  • ประสิทธิภาพของระบบ (Efficiency)

การลงทุนในด้านสมาร์ทกริดที่เกิดขึ้น

เงินลงทุนในสมาร์ทกริดช่วง 4 ปี 2010 – 2013 มีมูลค่า 18 พันล้าน USD โดยในนี้เกือบครึ่งเป็นงบลงทุนภายใต้ ARRA 8 พันล้าน USD และจะยังมีการลงทุนในด้านนี้ต่อไปอย่างต่อเนื่อง ดังแสดงตามรูปที่1.3.1-13 (1.3.1-1)โดยข้อมูลตั้งแต่ปี ค.ศ.2014 – 2017 จะเป็นการคาดการณ์

รูปที่ 1.3.1-13 มูลค่าการลงทุนในด้านสมาร์ทกริดที่ผ่านมาและคาดการณ์

รูปที่ 1.3.1-13 มูลค่าการลงทุนในด้านสมาร์ทกริดที่ผ่านมาและคาดการณ์

ภาพรวมการลงทุนนั้นจะเห็นได้ว่าการลงทุนใน AMI จะชะลอตัวลงเนื่องจากการลงทุนใน AMI จำนวนมากในช่วงแรกเกิดจากโครงการของ ARRA ซึ่งกำลังจะลดจำนวนลง แต่ในทางตรงข้ามการลงทุนใน DA (Distribution Automation) จะเพิ่มขึ้นจาก 1.2 พันล้าน USD ต่อปีในปี ค.ศ.2011 ไปเป็น 1.9 พันล้าน USD ในปีค.ศ. 2017

ความก้าวหน้าในการดำเนินงานนำเทคโนโลยีด้านสมาร์ทกริดต่างๆเข้าใช้งาน

  • การติดตั้งเทคโนโลยีอุปกรณ์และระบบ AMI

การติดตั้งระบบ AMI นั้น สหรัฐประเมินว่าจะสามารถติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์ได้ 65 ล้านเครื่องภายในปีค.ศ.2015 (1.3.1-1)ซึ่งคิดเป็นประมาณ 1 ใน 3 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมด เพิ่มจากจำนวนมิเตอร์ที่ติดตั้งไปแล้วจนถึงปีค.ศ. 2013 ซึ่งมีอยู่ 46 ล้านเครื่อง ระบบ AMI ยังประกอบไปด้วยส่วนต่างๆนอกจากสมาร์ทมิเตอร์คือ ระบบโครงข่ายการสื่อสาร ระบบบริหารจัดการข้อมูล (Information Management System หรือ MDMS) ซึ่งมีเป้าหมายในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินงานของผู้ให้บริการไฟฟ้าและให้ข้อมูลแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าเพื่อที่จะสามารถบริหารการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิผลมากขึ้น การติดตั้ง AMI ได้รับการขับเคลื่อนสำคัญอย่างมากจากโครงการ SGIG โดยมีถึง 63 โครงการภายใต้ SGIG ที่ดำเนินการในเรื่อง Advanced Metering Infrastructure (AMI) โดยทั้ง 63 โครงการนี้จัดอยู่ในประเภทโครงการด้านผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งทำ DR ด้วย

การติดตั้ง AMI ในสหรัฐสามารถทำให้เกิดการประโยชน์ขึ้นจริงจากการลดค่าใช้จ่ายในการอ่านมิเตอร์ ลดค่าใช้จ่ายในการตัดต่อไฟฟ้า ลดการโขมยไฟฟ้า ปรับปรุงการบริหารจัดการแรงดัน ปรับปรุงการบริหารจัดการเรื่องไฟฟ้าขัดข้อง ปรับปรุงระบบการออกบิลและการดูแลสนับสนุนลูกค้า สามารถตรวจวัดการไหลของกำลังไฟฟ้าสองทิศทางในผู้ใช้ไฟฟ้ารายที่มีการติดตั้งระบบผลิตพลังงานโดยเฉพาะ Solar PV (1.3.1-1)

ตัวอย่างของบริษัท Central Marine Power ซึ่งติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์ให้กับลูกค้า 625,000 ราย สามารถลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการลงไปได้มากกว่า 80% เกิดเป็นผลประหยัดถึง 6.7 ล้าน USD ต่อปี อันเนื่องมาจากการลดลงของการโทรมาเรียกไปให้บริการแก้ปัญหา และลดระยะไมล์ในการเดินทางไปเพื่อดำเนินการต่างๆลงไปได้กว่า 1.4 ล้านไมล์ (1.3.1-1)

  • อุปกรณ์ต่างๆที่ด้านฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้า เช่น PCT, HEMS, BEMS, FEMS, IHD

อุปกรณ์ทางฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งทำให้ข้อมูลการใช้ไฟฟ้าเข้าถึงได้และเป็นประโยชน์กับผู้ใช้ไฟฟ้าในอเมริกามีการใช้งานอุปกรณ์เหล่านี้ร่วมกับ อุปกรณ์แสดงผลในบ้าน (In Home Display: IHD) และ AMI ที่เข้าร่วมโปรแกรมค่าไฟฟ้าที่ผันแปรตามเวลา (Time-Based Rates) สามารถทำให้เกิดการประหยัดการลงทุนการสร้างโรงไฟฟ้าแบบพีคได้ ดังตัวอย่างของ Oklahoma Gas and Electric ที่สามารถลดการสร้าง Peaking Plant ได้ 170 MW(1.3.1-1)

ในปัจจุบันความก้าวหน้าทางด้านของ BEMS และ FEMS นั้นก้าวไปไกลกว่า HEMS ในสหรัฐอเมริกา (1.3.1-1) ดังแสดงตามมูลค่าตลาดของ HEMS, BEMS และ FEMS ในรูปที่ 1.3.1-14, 1.3.1-15 และ 1.3.1-16 ตามลำดับ(1.3.1-20) ในโครงการภายใต้ ARRA ผู้ที่รับทุนสนับสนุนได้ติดตั้งอุปกรณ์ทางฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้า (Customer-Based Devices) ไปเพียง 623,000 ชุด (นับถึงเดือนตุลาคม ค.ศ. 2013) ซึ่งคิดเป็นส่วนน้อยของลูกค้า เมื่อเปรียบเทียบกับจำนวนของสมาร์ทมิเตอร์ที่ติดตั้งไป 14.2 ล้านเครื่องในช่วงเวลาเดียวกัน(1.3.1-1) แต่อย่างไรก็ดีเป็นที่คาดการณ์ว่าจากนี้ไป HEMS ก็จะมีความก้าวหน้าขึ้นอีกมาก

มูลค่าตลาดของ BEMS แสดงในรูปที่ 1.3.1-15 บ่งชี้ถึงการเติบโตอย่างต่อเนื่องของธุรกิจทางด้านนี้ (1.3.1-20)โดยการเติบโตนี้สอดคล้องกับการเติบโตของธุรกิจ ESCOs (Energy Service Company) ที่เป็นผู้ให้บริการกลไกทางเงินที่มีความเสี่ยงต่ำแก่เจ้าของธุรกิจที่ต้องการลงทุนในเทคโนโลยีอาคารแบบสมาร์ทหรือ BEMS เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน มีการประเมินว่าตลาดของธุรกิจ ESCOs ในสหรัฐทางด้านนี้เติบโตขึ้น 10% จากปีค.ศ. 2013 มาเป็นกว่า 611.2 ล้าน USD ในปี ค.ศ.2014 (1.3.1-20)

รูปที่ 1.3.1-14 การเติบโตของมูลค่าตลาด HEMS ในสหรัฐ

รูปที่ 1.3.1-14 การเติบโตของมูลค่าตลาด HEMS ในสหรัฐ

 

รูปที่ 1.3.1-15 การเติบโตของมูลค่าตลาด BEMS ในสหรัฐ

รูปที่ 1.3.1-15 การเติบโตของมูลค่าตลาด BEMS ในสหรัฐ

รูปที่ 1.3.1-16 การเติบโตของมูลค่าตลาด FEMS ในสหรัฐ

รูปที่ 1.3.1-16 การเติบโตของมูลค่าตลาด FEMS ในสหรัฐ

  • การติดตั้งเซ็นเซอร์ต่างๆในระบบไฟฟ้าเพื่อควบคุมระบบจำหน่ายอย่างอัตโนมัติ (DA/FA)

เซ็นเซอร์ต่างๆที่ติดตั้งในระบบไฟฟ้า ระบบสื่อสารที่ใช้ในการส่งข้อมูล และเทคโนโลยีการควบคุมร่วมกับอุปกรณ์ในภาคสนามของระบบจำหน่ายได้ช่วยปรับปรุงความเชื่อถือได้และประสิทธิภาพของระบบ ซึ่งได้เกิดผลสำเร็จที่น่าสนใจหลายประการคือ (1.3.1-1)

  • การประยุกต์ใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดช่วยให้ผู้ให้บริการระบบไฟฟ้าสามารถระบุตำแหน่งและแยกฟอลต์ออกได้อย่างอัตโนมัติ
  • การควบคุมแรงดันไฟฟ้าและกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟอย่างต่อเนื่องทำให้การใช้ไฟฟ้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น
  • การมอนิเตอร์สภาพของอุปกรณ์ต่างๆในระบบ ทำให้สามารถทำการบำรุงรักษาได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
  • การแก้ปัญหาไฟฟ้าดับสามารถจัดการได้อย่างรวดเร็วมากขึ้น ดังตัวอย่าง (1.3.1-1) เมือง Chattanooga สามารถจ่ายไฟฟ้ากลับให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้ากว่าครึ่งเมืองโดยทันทีหลังจากได้รับผลกระทบจากพายุที่รุนแรงมากเมื่อ 5 กรกฏาคม 2012 กล่าวคือ จากไฟฟ้าดับ 80,000 ราย สามารถจ่ายไฟฟ้ากลับและเหลือไฟดับเพียง 40,000 ราย ภายในเวลาเพียง 2 วินาที  โดยเทคโนโลยีสำคัญคือ Automated Feeder Switching นอกจากการเลี่ยงและลดไฟฟ้าดับแก่บ้านเรือนและธุรกิจแล้ว ผู้ให้บริการไฟฟ้ายังประหยัดเงินไป 1.4 ล้าน USD เนื่องจากการนำไฟฟ้ากลับมาได้อย่างรวดเร็ว
  • ผู้ให้บริการไฟฟ้ากำลังอัพเกรดระบบคอมพิวเตอร์เพื่อพัฒนาและอินทิเกรตรวม Operation และ Business Process เข้าด้วยกัน

การดำเนินงานด้าน DA (Distribution Automation) ของสหรัฐนั้นมีความก้าวหน้าคือ กว่าครึ่งของโครงการภายใต้ ARRA ได้มีการนำเทคโนโลยี DA เข้าใช้งานในระบบไฟฟ้ากว่า 6,500 วงจร ซึ่งคิดเป็น ประมาณ 4% ของวงจรจำหน่ายกว่า 160,000 วงจรในสหรัฐ สำหรับในด้านเงินลงทุนนั้นโครงการภายใต้ ARRA ได้ลงทุนทางด้าน DA ไปแล้วกว่า 2 billion USD นับจนถึงเดือนมีนาคม ค.ศ. 2013 โดยได้มีการติดตั้งอุปกรณ์ในภาคสนาม เช่น Automated Feeder Switches, คาปาซิเตอร์, และการอินทิเกรตอุปกรณ์เหล่านี้เข้ากับระบบไฟฟ้าของผู้ให้บริการไฟฟ้าซึ่งจะทำการบริหารจัดการข้อมูลและควบคุมการทำงานต่างๆ  ความคืบหน้าในการติดตั้ง Automated Switches ในปี ค.ศ.2012 แสดงในรูปที่ 1.3.1-17 (1.3.1-15)และความคืบหน้าในการติดตั้ง Automated Capacitors ในปี ค.ศ.2012 แสดงในรูปที่ 1.3.1-18 (1.3.1-15) ในการใช้งานจริงนั้นพบว่าเทคโนโลยี DA สามารถทำงานได้ผลอย่างดีในการช่วยลดการเกิดไฟฟ้าดับ คือการเกิดไฟฟ้าดับสั้นลงมากที่สุดถึง 56% และเกิดขึ้นน้อยครั้งลง 11-49% และกระทบกับจำนวนผู้ใช้ไฟน้อยรายลง

รูปที่ 1.3.1-17 ความคืบหน้าในการติดตั้ง Automated Switches ในปี ค.ศ. 2012 (1.3.1-15)

รูปที่ 1.3.1-17 ความคืบหน้าในการติดตั้ง Automated Switches ในปี ค.ศ. 2012 (1.3.1-15)

 

รูปที่ 1.3.1-18 ความคืบหน้าในการติดตั้ง Automated Capacitors ในปี ค.ศ. 2012

รูปที่ 1.3.1-18 ความคืบหน้าในการติดตั้ง Automated Capacitors ในปี ค.ศ. 2012

การควบคุมแรงดันและกำลังรีแอกทีฟในระบบจำหน่ายไฟฟ้าด้านเทคโนโลยีสมาร์ทกริด ประสบผลสำเร็จในสหรัฐโดยหลายๆผู้ให้บริการทางไฟฟ้าเริ่มที่จะทำการประยุกต์ใช้การควบคุมแรงดันและกำลังรีแอกทีฟแบบไดนามิกในวงจรระบบจำหน่ายบางวงจร ซึ่งสามารถทำการลดกำลังไฟฟ้าด้วยการลดแรงดันหรือ Conservation Voltage Reduction (CVR) ได้ในบางลักษณะของวงจรจำหน่าย จากการทำงานจริงๆพบว่าสามารถลดกำลังไฟฟ้าลงได้ 2.2% และลดค่ากำลังไฟฟ้าสูงสุดลงได้ 1.8% ต่อวงจรจำหน่าย ผู้ให้บริการไฟฟ้ารายหนึ่งประเมินว่าอาจจะสามารถลดกำลังไฟฟ้าสูงสุดลงได้กว่า 200 MW ด้วยการใช้ชุดคาปาซิเตอร์แบบอัตโนมัติติดตั้งบนสายจำหน่าย นอกจากนี้ยังมีการประเมินว่าศักยภาพทั่วสหรัฐอาจมีถึงกว่า 6,500 MW

  • ความก้าวหน้าในการติดตั้งเซ็นเซอร์สมัยใหม่ในระบบส่งไฟฟ้า PMU (Phasor Measurement Unit)

PMU ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของ Wide Area Monitoring System(WAMS) ซึ่งมีการติดตั้งในระบบส่งไฟฟ้าร่วมกับระบบสื่อสารข้อมูลความเร็วสูง มีการสื่อสารข้อมูลมากกว่าระบบเดิมนับเป็นร้อยเท่า โดยข้อมูลที่ได้จะถูกใช้ในการดูแลควบคุมเรื่องเสถียรภาพของระบบ (System Stability) ดูแลควบคุมเรื่องการแกว่งของแรงดันและความถี่ต่างๆ โดยข้อมูลที่ทำการส่งได้แก่ ค่าของแรงดัน กระแส ความถี่ ขณะใดๆ ที่วัดได้ที่สถานีไฟฟ้าต่างๆโดยส่งแบบเรียลไทม์

ปัญหาไฟฟ้าดับครั้งใหญ่เมื่อปี ค.ศ. 2003 หรือที่เรียกกันว่า 2003 Northeast Blackout ได้เป็นส่วนกระตุ้นสำคัญให้สหรัฐได้มีการนำ PMU มาใช้อย่างกว้างขวาง (1.3.1-1) โดยมีตัวอย่างการติดตั้ง PMU แล้วสามารถทำให้ใช้งานสายส่งไฟฟ้าที่พิกัดสูงขึ้นได้และช่วยลดการลงทุนเพิ่มเติม เช่น กรณีของ Western Electricity Coordination Council (1.3.1-1) ที่สามารถเพิ่มการไหลของกำลังไฟฟ้าในระบบส่ง California-Oregon Intertie ขึ้นกว่า 100 MW โดยใช้ข้อมูลจาก PMU ในการควบคุมแบบเรียลไทม์ ซึ่งทำให้สามารถลดค่าพลังงานไฟฟ้าไปได้กว่า 35 – 75 ล้าน USD ในช่วง 40 ปีข้างหน้า โดยที่ไม่ต้องลงทุนระบบแรงสูงใหม่

เป้าหมายในการติดตั้ง PMU ของสหรัฐคือมากกว่า 1,000 ตัว ภายในปี ค.ศ.2015 ซึ่งเพิ่มขึ้นจาก 166 ตัวในปี ค.ศ. 2009 โดยงบการลงทุนภายใต้โครงการที่สนับสนุนโดย ARRA ซึ่งได้มีการลงทุนในแบบ Public-Private ในเทคโนโลยีนี้กว่า 330 ล้าน USD (1.3.1-1)โดยในระหว่างปี ค.ศ.2007 ถึง ค.ศ. 2013 จากรูปที่ 1.3.1-19 จะเห็นความก้าวหน้าในการติดตั้ง PMU ของสหรัฐ (รวมกับแคนาดาซึ่งกริดไฟฟ้าเชื่อมต่อถึงกัน)

รูปที่ 1.3.1-19 แสดงตำแหน่งของ PMU ที่ติดตั้งในปี ค.ศ.2007 เทียบกับปี ค.ศ.2013

รูปที่ 1.3.1-19 แสดงตำแหน่งของ PMU ที่ติดตั้งในปี ค.ศ.2007 เทียบกับปี ค.ศ.2013

  • ความก้าวหน้าในการดำเนินงานด้านมาตรฐาน (Standard) และความเข้ากันได้ของอุปกรณ์ (Interoperability) และ ICT Integration

NIST ได้จัดตั้งหน่วยงานร่วมรัฐ-เอกชน Smart Grid Interoperability Panel (SGIP) ขึ้นในปี ค.ศ.2009 ซึ่งมีผู้เข้าร่วมกว่า 800 องค์กรและอีก 1,900 บุคคลในปี ค.ศ.2013 (1.3.1-1)ผู้เชี่ยวชาญจากทางรัฐบาลและจากทางอุตสาหกรรมได้ทำงานร่วมกันเพื่อให้เกิดความก้าวหน้าในการที่อุปกรณ์ใหม่ทางด้านสมาร์ทกริดต่างๆจะสามารถทำงานร่วมกันได้ โดยการร่วมกันพัฒนามาตรฐาน และการทดสอบต่างๆ NIST ได้มอบหมายให้ SGIP พัฒนาและปรับปรุงกรอบการทำงานและแผนที่นำทางสำหรับมาตรฐานในการทำงานร่วมกันได้ของสมาร์ทกริด (Smart Grid Interoperability Standards)SGIP ได้ดำเนินการทางด้าน Interoperability หลายประการซึ่งครอบคลุมถึงเรื่องสำคัญต่างๆเช่น (1.3.1-1)

  • มาตรฐานในการแลกเปลี่ยนข้อมูลในการใช้พลังงานกับผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งได้ออกมาเป็นโครงการ Green Button
  • ระบุตารางเวลาทางด้านพลังงาน ราคา และสัญญาณทางด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response Signals) ซึ่งจะต้องใช้ในการสื่อสารผ่านทางโปรโตคอลมาตรฐาน OpenADR
  • เครื่องมือในการขยายการใช้งานโมเดลข้อมูล SEP2 (Information Model) เพื่อรองรับระบบการประจุไฟฟ้าของรถยนต์ไฟฟ้า (Electric Vehicle Charging) ตาม Consortium for Smart Energy Profile Interoperability (CSEP)

NIST ได้ดำเนินการตามแผนการทำงานด้านมาตรฐาน โดยมีความก้าวหน้าคือ (1.3.1-4)

  • EPRI ได้จัดทำงานรายงานเวอร์ชั่นที่ 1 ส่ง NIST เกี่ยวกับกรอบการทำงานกับมาตรฐานซึ่งเผยแพร่ในปี ค.ศ. 2009 ซึ่งจะรวมคอนเซ็ปต่างๆของโมเดลซึ่งประกอบขึ้นจากมาตรฐานกว่า 80 มาตรฐาน ซึ่งรายงานของ EPRI เป็นจุดเริ่มต้นสำคัญสำหรับให้ NIST ได้นำไปในการพัฒนาแผนที่นำทางต่อไป
  • NIST ได้แนะนำมาตรฐานที่เป็นแกนหลักสำหรับสมาร์ทกริด16 มาตรฐาน ซึ่งเป็นชุดมาตรฐานสำคัญที่การจัดทำมาตรฐานในส่วนอื่นๆของโลกก็ใช้ในการอ้างอิง
  • NIST ได้เผยแพร่กรอบการทำงานและแผนที่นำทางสำหรับมาตรฐานทางด้านSmart Grid Interoperability เวอร์ชั่น 1.0 ซึ่งเป็นผลลัพธ์ในการทำงานในเฟสที่ 1 ของแผน 3 เฟส
  • เดือนกันยายน ค.ศ. 2014 แผนที่นำทางฉบับปรับปรุงได้ถูกเผยแพร่ คือ NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 3.0 (1.3.1-5)
  • นอกจากนี้ยังมีความก้าวหน้าในการดำเนินการอื่นๆของ NIST ดังแสดงตามรูปที่ 1.3.1-20
รูปที่ 1.3.1-20 ประวัติการดำเนินงานของ NIST ทางด้านสมาร์ทกริด

รูปที่ 1.3.1-20 ประวัติการดำเนินงานของ NIST ทางด้านสมาร์ทกริด

  • NIST ได้กำหนดมาตรฐานที่เป็นแกนหลักของเทคโนโลยีสมาร์ทกริดไว้ 16 มาตรฐานดังแสดงในตารางที่ 1.3.1-2 (1.3.1-6) (1.3.1-7)

 

ตารางที่ 1.3.1-2 มาตรฐานแกนกลางของเทคโนโลยีสมาร์ทกริด 16 มาตรฐานของ NIST

ตารางที่ 1.3.1-2 มาตรฐานแกนกลางของเทคโนโลยีสมาร์ทกริด 16 มาตรฐานของ NIST

ตารางที่ 1.3.1-2 มาตรฐานแกนกลางของเทคโนโลยีสมาร์ทกริด 16 มาตรฐานของ NIST 1

โครงการปุ่มเขียว (Green Button) เป็นโครงการที่ทำเนียบขาว (White House Office of Science and Technology Policy, OSTP), DOE และ NIST ทำร่วมกับผู้ให้บริการไฟฟ้าในการที่จะทำให้ข้อมูลจากมิเตอร์ต่างๆกว่า 59 ล้านเครื่องของบ้านเรือนและธุรกิจสามารถออนไลน์ดูข้อมูลผ่านทางอินเตอร์เน็ตได้ โดยการเข้าไปที่เว็บไซต์ของโครงการ โดยมีเป้าหมายเพื่อนำอุตสาหกรรมด้านนี้ ในการทำให้ข้อมูลของสมาร์ทมิเตอร์มีความเป็นมาตรฐาน มีความง่าย ปลอดภัย และอยู่ในรูปแบบที่สามารถอ่านได้ง่าย ในปัจจุบันมีผู้ให้บริการไฟฟ้ากว่า 48 รายตอบรับที่จะร่วมให้ข้อมูลตามโครงการนี้ โครงการ Green Button มีเว็บไซต์คือ www.greenbuttondata.org ดังแสดงตามรูปที่ 1.3.1-21

รูปที่ 1.3.1-21 หน้าเพจของโครงการ Green Button

รูปที่ 1.3.1-21 หน้าเพจของโครงการ Green Button

แนวโน้มเทคโนโลยีการสื่อสาร (Communication) ที่ใช้ในสหรัฐสำหรับสมาร์ทกริดนั้นยังมีหลายแบบ

  • โครงข่ายใช้งานสามารถทำบนโครงข่ายสาธารณะที่มีอยู่แล้วเช่น Cellular and Radio Frequency [RF] Mesh ก็ได้ซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายถูก หรือจะทำบนโครงข่ายส่วนตัวเช่น Communication Over Fiber, Licensed RF Mesh, or Microwave Links ก็ได้
  • แนวโน้มการใช้โครงข่ายสาธารณะกำลังเป็นที่สนใจเนื่องจากราคาที่ถูกลงและการสนับสนุนทางเทคนิคที่ดีจากผู้ให้บริการโครงข่าย ซึ่งในปัจจุบันโครงข่ายสาธารณะเริ่มลดราคาค่ารับส่ง MB ข้อมูลสำหรับ AMI ลงมา ทำให้การใช้โครงข่ายไร้สาย 2G/3G และ 4G LTE เริ่มได้รับความนิยมจากผู้ให้บริการไฟฟ้ามากขึ้น 
  • ในบางแอพพลิเคชั่นที่มีการส่งข้อมูลจำนวนมากแบบเรียลไทม์ เช่น กรณีของ PMU ต้องวาง Fiber Optic โดยเฉพาะ เพราะต้องส่งข้อมูลจำนวนมากภายในเวลาสั้นเพียง 30 ms ไปยังศูนย์ควบคุม เช่นกรณีของ Western Electricity Coordinating Council ที่วางระบบเช่นนี้
  • การสื่อสารสำหรับ AMI ที่นิยมที่สุดคือใช้ RF-Based Mesh Networks นอกจากนี้ก็ยังมีการใช้ Fiber-Optic Cable เช่นกันและในบางพื้นที่ก็มีการใช้ Microwave หรือ Wi-Fi แบบ Wide-Area Communications
  • ความก้าวหน้าในการดำเนินงานทางด้านความปลอดภัยทางไซเบอร์ (Cyber Security)

ผู้เชี่ยวชาญจากทางรัฐบาลและทางอุตสาหกรรมได้ร่วมมือกันในการวางมาตรการทางด้านความปลอดภัยทางไซเบอร์รวมทั้งเครื่องมือและข้อแนะนำต่างๆ ซึ่งจะรวมถึงความเข้ากันได้ของอุปกรณ์กับระบบต่างๆ (Interoperability) ในโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อสร้างมาตรฐานในการดำเนินการด้านความปลอดภัยที่แน่นหนา (Robust Security Practice) ประเมินกันว่ามีความพยายามในการโจมตีทางไซเบอร์กว่า 30,000 ครั้งต่อ Utility ต่อเดือน(1.3.1-3)ซึ่งในเรื่องนี้ NIST และ DOE ของสหรัฐเป็นหน่วยงานที่มีบทบาทสำคัญ โดยได้มีการดำเนินการต่างๆคือ (1.3.1-1)

  • NIST ออกกรอบการทำงานสำคัญในปีค.ศ.2014 คือ Framework for Improving Critical Infrastructure Cyber Security เพื่อการบริหารจัดการความเสี่ยงทางไซเบอร์ในกิจการนี้ ซึ่งเป็นการตอบสนองต่อคำสั่งของรัฐบาลสหรัฐ “Executive Order 13636” ซึ่งเป็นการทำงานต่อมาจากงานเดิมคือ NISTIR 7628 Guidelines for Smart Grid Cyber Security (NIST 2010)
  • ในปี ค.ศ. 2014 DOE ก็ได้ออก Second Version (1.1) of the Electricity Subsector Cyber Security Capability Maturity Model (ES-C2M2) เพื่อให้ผู้ดูแลระบบไฟฟ้าใช้ในการประเมิน Cyber Security Capabilities เพื่อจัดลำดับความสำคัญในการปฏิบัติการและการลงทุนเพื่อปรับปรุงด้านความปลอดภัยต่างๆ ซึ่งได้รับการดาวโหลดไปโดยกว่า 104 Utilities
  • DOE ได้กำหนดให้ทุกโครงการที่ดำเนินการด้วยทุนของ SGIG ภายใต้ ARRA ต้องทำการพัฒนาแผนทางด้านความปลอดภัยทางไซเบอร์
  • การดำเนินการพัฒนาอย่างต่อเนื่องอื่นๆที่เกี่ยวข้อง ซึ่งรวมถึง
  • Secure Ethernet Data Communication Gateway สำหรับสถานีไฟฟ้า
  • Cyber Security Gateway (Padlock) ซึ่งตรวจจับการแทรกแซงทางกายภาพหรือทางไซเบอร์ของอุปกรณ์ในภาคสนาม
  • โปรโตคอลในการแลกเปลี่ยนข้อมูล (Information Exchange Protocol (SIEGate)) ซึ่งมีการป้องกันทางด้านไซเบอร์แก่ข้อมูลที่ส่งบนโครงข่ายของ PMU ในระบบส่งไฟฟ้า
  • ความก้าวหน้าในการดำเนินงานทางด้านการตอบสนองทางด้านโหลด (Demand Response: DR)

การใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบเปลี่ยนแปลงตามเวลา (Time-Based Rate) กำลังเติบโตในสหรัฐอเมริกา FERC ประเมินว่าผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านเรือนกว่า 2.1 ล้านรายได้เข้าร่วมในโครงการนี้ในปี ค.ศ. 2012 (1.3.1-1) ซึ่งเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับปี ค.ศ. 2010 แต่ก็ยังเป็นส่วนน้อยเมื่อเทียบกับผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมด โครงการทางด้านการตอบสนองด้านโหลดเช่น Time-Based Rateจะได้ผลลัพธ์ที่ดีต้องดำเนินการควบคู่ไปกับการติดตั้ง AMI และอุปกรณ์คุมการใช้ไฟฟ้า โครงการ SGIG ของรัฐบาลสหรัฐมีส่วนสำคัญในการสนับสนุน DR โดยที่ 63 โครงการภายใต้ SGIG ที่ดำเนินการในเรื่อง Advanced Metering Infrastructure (AMI) นั้นทั้ง 63 โครงการจัดอยู่ในประเภทโครงการด้านผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งทำ DR ด้วย

ความสำเร็จของโครงการที่ใช้ DR ร่วมกับอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Time-Based Rate ได้ผลการดำเนินการที่ลดและชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าได้จริง ดังตัวอย่างเช่น กรณีของ Oklahoma Gas & Electric (OG&E) ได้ตัดสินใจเสนออัตราค่าไฟฟ้าแบบ VPP/CPP แก่ลูกค้าทั้งหมดของเขา หลังจากที่โครงการนำร่องประสบความสำเร็จในการลดค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอย่างน้อย 70 MW ในหนึ่งปี โดยได้ตั้งเป้าหมายปัจจุบันไว้ว่าจะมีลูกค้าเข้าร่วม 20% ซึ่ง OG&E คาดหวังว่าจะสามารถลดกำลังไฟฟ้าสูงสุดลงได้ 170 MW ซึ่งจะทำให้ไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับค่าพีค (Peaking Power Plant) ที่ได้วางแผนเอาไว้ในปี ค.ศ. 2020 (1.3.1-1)

  • แนวโน้มความสนใจและความก้าวหน้าทางด้านไมโครกริด

เทคโนโลยีไมโครกริดได้รับความสนใจมากขึ้นเนื่องจากปัญหาภัยพิบัติทางธรรมชาติในสหรัฐที่รุนแรงมากขึ้น  เนื่องจากคุณสมบัติในการทำงานแบบแยกโดดได้ ทำให้ไมโครกริดได้รับความสนใจในประเด็นนี้ มีการคาดการณ์แนวโน้มการเติบโตของไมโครกริดว่าในอเมริกาเหนือน่าจะมีปริมาณเพิ่มขึ้นไปเป็น 6 GW ภายในปี ค.ศ. 2020 โดยเพิ่มขึ้นจาก 992 MW ในปี ค.ศ. 2013 (1.3.1-1)ซึ่งตลาดของไมโครกริดประมาณกันว่าน่าจะเพิ่มขึ้นไปเป็นถึง 40 พันล้าน USD ต่อปีภายในปี ค.ศ. 2020 (1.3.1-14)โดยเพิ่มขึ้นจาก 10 พันล้าน USD ในปี ค.ศ. 2013 จำนวนไมโครกริดที่ติดตั้งในมลรัฐที่สำคัญของสหรัฐแสดงในรูปที่ 1.3.1-22 กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าของสหรัฐที่ DOE ระบุว่าน่าจะเหมาะกับการพัฒนาไมโครกริดคือ (1.3.1-1)

  • ฐานทัพ (Military Installations)
  • โรงพยาบาล
  • มหาวิทยาลัยซึ่งมีความต้องการอย่างพิเศษ (University Campuses with Critical Needs or Favorable Economics)
    รูปที่ 1.3.1-22 จำนวนไมโครกริดที่ติดตั้งในมลรัฐที่สำคัญ

    รูปที่ 1.3.1-22 จำนวนไมโครกริดที่ติดตั้งในมลรัฐที่สำคัญ

 

ไมโครกริดมีการใช้ในมหาวิทยาลัยของสหรัฐที่ต้องการความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าสูงมานานมากแล้วตั้งแต่ก่อนที่จะเป็นยุคของสมาร์ทกริด เช่นที่มหาวิทยาลัยเท็กซัสออสตินมีไมโครกริดแบบ CHP ที่ใช้พลังงาน Conventional ซึ่งสามารถจ่ายพลังงานเลี้ยงตัวเองได้ 100% โดยจ่ายทั้งไฟฟ้า ความร้อน ความเย็นให้กับอาคารกว่า150 หลังของมหาวิทยาลัย ซึ่งได้ใช้งานมาแล้วกว่า 40 ปี (1.3.1-14)โดยผลสำเร็จที่ระบบมีความเชื่อถือได้ถึง 99.9998% นั้นยืนยันว่าไมโครกริดเป็นเทคโนโลยีที่เหมาะสำหรับการเพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าอย่างมาก   นอกจากนี้กองทัพสหรัฐได้ใช้ไมโครกริดแบบโมบาย (Mobile) ในพื้นที่อย่างอัฟกานิสถาน(1.3.1-14)ซึ่งการขนส่งเชื้อเพลิงเป็นเรื่องที่ไม่สะดวกและเป็นอันตราย ไมโครกริดในยุคใหม่นั้นจะมีความซับซ้อนเพิ่มขึ้นเนื่องจากต้องอินทิเกรตพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานเข้าไปในระบบด้วย จึงต้องทำงานร่วมกับเทคโนโลยีสมาร์ทกริดอื่นๆ ซึ่งแตกต่างจากไมโครกริดในอดีตอย่างมาก ตัวอย่างไมโครกริดในสหรัฐในปัจจุบันซึ่งเป็นประเภท District Energy/CHP/Microgrids ได้แก่Princeton University, University of Texas Austin, Cornell University, University of North Carolina at Chapel Hill, New York University, University of Missouri Columbia, University of California San Diego (UCSD), Fairfield University, Texas A&M University, University of California Los Angeles (UCLA), University of Rochester โดยที่Princeton University
เป็นตัวอย่างของการดำเนินการไมโครกริดร่วมกับการตอบสนองด้านโหลดโดยที่ได้เข้าร่วมโครงการ RTP กับ PJM ทำให้สามารถบริหารจัดการการทำงานของไมโครกริดในการขายและรับซื้อไฟฟ้าให้ได้มูลค่าสูงสุดอีกด้วย

  • ความก้าวหน้าในการดำเนินงานเรื่องระบบกักเก็บพลังงาน

การติดตั้งใช้งาน DER ที่มากขึ้นในระบบ ทำให้ต้องเริ่มพิจารณาการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานเพิ่มขึ้นเพื่อช่วยสร้างสมดุลให้กับระบบไฟฟ้า ซึ่งในสหรัฐก็ได้เริ่มมีการดำเนินการด้านนี้แล้ว เช่น กรณีของมลรัฐแคลิฟอร์เนียในเดือนตุลาคม ค.ศ. 2013 California Public Utilities Commission (CPUC) ได้ตั้งเป้าการติดตั้ง EnergyStorage จำนวน 1,325 MW สำหรับ 3 ผู้ให้บริการไฟฟ้าโดยการติดตั้งต้องไม่ช้าไปกว่าปี ค.ศ. 2014 (1.3.1-1)ความก้าวหน้าในเรื่องระบบกักเก็บพลังงานที่น่าสนใจของสหรัฐคือการดำเนินการของบริษัท Tesla ซึ่งจะได้ให้รายละเอียดไว้ในลำดับต่อไป

  • ตัวอย่างโครงการสาธิตนำร่องในสหรัฐอเมริกา

สหรัฐนอกจากจะนำอุปกรณ์สมาร์ทกริดเข้าใช้งานจริงในหลายพื้นที่แล้ว โครงการสาธิตนำร่องต่างๆก็ยังมีการดำเนินการควบคู่กันไปด้วย ดังเช่น โครงการสาธิตนำร่องสมาร์ทกริดของ Pacific Northwest โครงการสาธิตนำร่องสมาร์ทกริดของ Houston Electric และโครงการ Smart Texas เป็นต้น (1.3.1-19)ดังแสดงตามรูปที่ 1.3.1-23

โครงการสาธิตนำร่องสมาร์ทกริดของ Pacific Northwest เป็นโครงการขนาดใหญ่ที่ทำร่วมกัน 5 มลรัฐและมีผู้ให้บริการไฟฟ้ากว่า 22 รายเข้าร่วม รวมทั้งหน่วยงานวิจัยของมหาวิทยาลัย โดยเทคโนโลยีที่ติดตั้งใช้งานคือ Distribution Automation, Distributed Generation, Energy Storage, Advanced Metering Infrastructure, Demand Response ใช้งบประมาณทั้งสิ้น 180 ล้าน USD เริ่มนำเข้าใช้งานในช่วงหน้าร้อนของปี ค.ศ. 2012 (1.3.1-19)

โครงการสาธิตนำร่องสมาร์ทกริดของ Houston Electric (1.3.1-19)จัดโดย Houston Electric ร่วมกับ DOE โดยมีการติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์ 2.2 ล้านเครื่อง และระบบกริดอัตโนมัติ (Distribution Automation) ภายใต้วงเงินประมาณ 640 ล้าน USD ซึ่งในนี้จะรวมเงิน 200,000 USD จากรัฐบาลสหรัฐ แรงขับเคลื่อนของโครงการคือการปรับปรุงความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าในเขตพื้นที่รอบอ่าวเม็กซิโกที่มีความเสี่ยงต่อพายุเฮอริเคนสูง รวมทั้งการเพิ่มความสามารถในการควบคุมและประหยัดพลังงานของผู้ใช้ไฟฟ้าด้วยตัวเอง เทคโนโลยีที่ติดตั้งได้แก่ Fully Integrated Advanced Metering System, Customer Web Portal, Automatic Outage Notification Application ซึ่งผลลัพธ์ของการดำเนินการนั้นเป็นที่น่าพึงพอใจ โดยที่ผู้ใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่มีการปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า โครงการได้ริเริ่มดำเนินการต่อในเฟสที่ 2 คือการนำเสนออัตราค่าไฟฟ้าแบบ TOU แก่ลูกค้า

โครงการ Smart Texas (1.3.1-19)มีการติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์กว่า 3.4 ล้านเครื่อง เป้าหมายเสร็จในปี ค.ศ. 2012 รวมทั้งการติดตั้งระบบจำหน่ายอัตโนมัติอีกด้วย ผู้เข้าร่วมโครงการจะสามารถติดตามการใช้ไฟฟ้าของตนเองได้ เทคโนโลยีที่ใช้ได้แก่ Customer Web Portal, In-Home Monitor/Display, ZigBee Smart Energy Profile ซึ่งใช้ในการแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่างสมาร์ทมิเตอร์และ IHD ผลลัพธ์ของโครงการเป็นที่น่าพอใจคือมีการลดการใช้พลังงานลงได้กว่า 15% และโครงการยังทำให้ Electricity Reliability Council of Texas (ERCOT) ของเท็กซัสสามารถมีข้อมูลการใช้ไฟฟ้าที่ละเอียดระดับทุกๆ 15 นาทีสำหรับใช้ในการปรับปรุงการออกบิลค่าไฟฟ้า

รูปที่ 1.3.1-23 แผนที่แสดงตัวอย่างโครงการสาธิตนำร่องในสหรัฐ

รูปที่ 1.3.1-23 แผนที่แสดงตัวอย่างโครงการสาธิตนำร่องในสหรัฐ

 

กิจกรรม/โครงการด้านสมาร์ทกริดอื่นๆ

การดำเนินการด้านเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงานของบริษัท Tesla (1.3.1-11) (1.3.1-12)

บริษัท Tesla Motors ร่วมกับบริษัท Panasonic ได้ร่วมกันก่อสร้างโรงงานผลิตแบตเตอรี่ขนาดใหญ่คือGigafactory ขึ้นที่เมืองเรโน มลรัฐเนวาดา ดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-24 ในวงเงินลงทุนต่อเนื่องกว่า 5 พันล้าน USD ภายในปี ค.ศ.2020 โดยมีเป้าหมายผลิตแบตเตอรี่สำหรับรถยนต์ EV และสำหรับระบบกักเก็บพลังงานในบ้านเรือน (ESS) โดยเป็นแบตเตอรี่ชนิด Lithium-Ion โดยโรงงานการผลิตขนาดใหญ่นี้จะสามารถทำให้ราคาของแบตเตอรี่สำหรับบ้านเรือนและรถยนต์ EV ถูกลงมาได้อีก ซึ่งตั้งแต่ปี ค.ศ. 2007 แนวโน้มราคาแบตเตอรี่ได้ลดลงมากว่า 14% ต่อปี และคาดกันว่าภายใน 10 – 15 ปีพลังงานไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ร่วมกับระบบแบตเตอรี่อาจจะเป็นพลังงานไฟฟ้าที่มีราคาถูกที่สุดสำหรับบ้านเรือน

โรงงานของ Tesla มีเป้าหมายการผลิตในปริมาณถึง 35 GWh Cells และ 50 GWh Packs ต่อปีภายในปี ค.ศ. 2020 ซึ่งเป็นปีที่ Tesla ตั้งเป้าในการขายรถยนต์ EV ไว้ที่ 500,000 คัน ปัจจุบันบริษัท Tesla ขายแบตเตอรี่ Powerwall ขนาด 10 kWh ในรูปที่ 1.3.1-25 ที่ราคาเพียง 3,500 USD (1.3.1-12)หรือคิดเป็นเพียง 350 USD ต่อ kWh นับเป็นก้าวกระโดดที่สำคัญในการลดราคาลงของแบตเตอรี่ ซึ่งในแผนของ Tesla มีเป้าหมายที่จะทำให้ราคาของแบตเตอรี่ถูกลงไปอีก และน่าจะลงไปได้ถึง 196USD/kWh ด้วยโรงงาน Gigafactory (1.3.1-13)ซึ่งเข้าใกล้เป้าหมายที่ U.S. Advanced Battery Consortium ต้องการคือ 125 USD/kWh ภายในปี ค.ศ.2020

รูปที่ 1.3.1-24 การก่อสร้างโรงงาน Gigafactory ของบริษัท Tesla Motors ในปี ค.ศ. 2015 (1.3.1-11)

รูปที่ 1.3.1-24 การก่อสร้างโรงงาน Gigafactory ของบริษัท Tesla Motors ในปี ค.ศ. 2015 (1.3.1-11)

รูปที่ 1.3.1-25 แบตเตอรี่ Powerwall ของบริษัท Tesla(1.3.1-12)

รูปที่ 1.3.1-25 แบตเตอรี่ Powerwall ของบริษัท Tesla(1.3.1-12)

กรณีความสำเร็จของสมาร์ทกริดในช่วงเกิดเหตุภัยพิบัติทางด้านสภาพอากาศ(1.3.1-22)

พายุเฮอริเคนแซนดี้กับ AMI และการเพิ่ม Grid Resiliency(1.3.1-22)

ในปีค.ศ. 2012 หลายมลรัฐในสหรัฐอเมริกาได้รับผลกระทบอย่างรุนแรงจากพายุเฮอริเคนแซนดี้(Sandy) และในบางมลรัฐที่ได้พัฒนาระบบสมาร์ทกริดตามเงินลงทุน SGIG แล้วนั้นพบว่าสมาร์ทกริดสามารถช่วยลดผลกระทบจากพายุลงได้ เช่น มลรัฐฟิลาเดลเฟีย ซึ่งในขณะนั้นได้ติดตั้งและนำเข้าใช้งานสมาร์ทมิเตอร์ไปแล้วกว่า 186,000 ตัว บริษัท Philadelphia Electric Company (PECO) ประเมินว่าผู้ใช้ไฟฟ้ากว่า 50,000 รายสามารถมีช่วงเวลาที่ต้องเจอไฟฟ้าดับสั้นลงเนื่องจากการติดตั้งระบบสมาร์ทกริดใหม่นี้ซึ่งรวมไปถึงการปรับปรุงและอัพเกรดระบบ Outage Management System (OMS) เข้าไปด้วย และ PECO ยังพบว่ามีมากกว่า 4,000 ครั้งที่สมาร์ทมิเตอร์สามารถช่วยการตัดสินใจจากระยะไกลว่าบริเวณใดและเมื่อใดที่ไฟฟ้าได้ถูกจ่ายกลับคืนมาแล้ว ซึ่งสามารถประหยัดค่าใช้จ่ายและเวลาให้กับทั้ง PECO และผู้ใช้ไฟฟ้า

นอกจากนี้ในเขตบริเวณกลางมหานครวอชิงตันดีซี Potomac Electric Power Company (PEPCO) ได้ระบุว่า บริษัทสามารถจ่ายไฟฟ้ากลับคืนให้กับบ้านเรือนกว่า 130,000 หลังได้อย่างรวดเร็วภายในเวลาเพียง 2 วันหลังจากพายุแซนดี้ เนื่องจากมีการติดตั้งระบบ AMI เข้าไปแล้วตามเงินลงทุน SGIG ในขณะนั้นได้มีการติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์และระบบ AMI ให้กับบ้านเรือนไปแล้วกว่า 425,000 หลัง ดังนั้น PEPCO จึงได้รับสัญญาณ No Power จากสมาร์ทมิเตอร์เข้ามายังศูนย์มอนิเตอร์กลาง ทำให้สามารถระบุจุดที่ไฟฟ้าดับได้อย่างรวดเร็วและแก้ไขปัญหาไฟฟ้าดับได้อย่างทันทีและมีประสิทธิภาพ และยังสามารถรู้จุดที่ไฟฟ้าจ่ายกลับคืนมาได้แล้วซึ่งทำให้ไม่ต้องสิ้นเปลืองในการส่งทีมซ่อมบำรุงลงไปยังพื้นที่ที่ไม่จำเป็น

พายุเฮอริเคนกุสต๊าฟกับการใช้PMU(1.3.1-22)

ในช่วงของพายุเฮอริเคนกุสต๊าฟ (Gustav) ในปีค.ศ. 2008 บริษัท Entergy ซึ่งจ่ายไฟฟ้าให้กับมลรัฐอาร์คันซอ หลุยเซียน่า มิสซิสซิปปี และ เท็กซัส ได้เกิดเหตุสายส่ง 14 วงจรทริปออกในบริเวณพื้นที่ Baton Rouge และ New Orleans ทำให้ทั้งบริเวณดังกล่าวเกิดสภาวะแยกโดด (Islanding) ขึ้นเป็นเวลาถึง 33 ชั่วโมง โดยในช่วงเวลานี้ Entergy สามารถที่จะเดินระบบแยกโดดและรักษาความถี่ของระบบเอาไว้ได้ไม่ให้ไฟฟ้าดับในบริเวณนั้นเนื่องจากได้มีการติดตั้ง PMU ไว้ 21 ชุดในพื้นที่ของ 4 มลรัฐที่เกี่ยวข้อง ระบบ PMU สามารถเตือนการเกิดสภาวะแยกโดดได้และช่วยให้Entergy มีข้อมูลที่เพียงพอในการบริหารจัดการกับระบบไฟฟ้าให้สามารถอยู่ได้ เหตุการณ์นี้สาธิตให้เห็นว่าในระบบไฟฟ้าสมัยใหม่ PMU ไม่ใช่แค่อุปกรณ์ทางเลือกแต่เป็นอุปกรณ์ที่จำเป็นสำหรับกริดระบบไฟฟ้า

ผลสัมฤทธิ์ทางด้านเศรษฐศาสตร์และการเพิ่มขึ้นของ GDP จากการลงทุนในสมาร์ทกริด(1.3.1-23)

ในการศึกษาของ US DOE เพื่อประเมินผลสัมฤทธิ์จากการลงทุนทางด้านสมาร์ทกริดที่เกิดขึ้นจาก American Recovery and Reinvestment Act of 2009 (ARRA) (1.3.1-23)ที่ให้เงินลงทุนสนับสนุนนับจนถึงมีนาคม ค.ศ. 2012 กว่า 2.96พันล้าน USD พบว่าสามารถทำให้เกิดผลประโยชน์ทางด้านเศรษฐศาสตร์แก่สหรัฐอเมริกากว่า 6.8 พันล้าน USD (1.3.1-23)โดยเป็นการทำให้เกิดการเพิ่มขึ้นของ GDP กว่า 4.18 พันล้าน USD โดยคิดเป็น GDP Multiplier สูงกว่า 2.5 – 2.6 เท่า(1.3.1-23)ซึ่งสูงกว่ารูปแบบการลงทุนอื่นๆโดยรัฐบาล นอกจากนี้ยังทำให้เกิดการจ้างงานเพิ่มขึ้นกว่า 47,000 ตำแหน่ง (1.3.1-23)ดังแสดงในรูปที่ 1.3.1-26

รูปที่ 1.3.1-26ผลสัมฤทธ์ทางด้านเศรษฐศาสตร์จากการลงทุนทางด้านสมาร์ทกริดที่เกิดขึ้นจาก ARRA (1.3.1-23)

รูปที่ 1.3.1-26ผลสัมฤทธ์ทางด้านเศรษฐศาสตร์จากการลงทุนทางด้านสมาร์ทกริดที่เกิดขึ้นจาก ARRA (1.3.1-23)

 

บทสรุปประสบการณ์

  • ผลสำเร็จและความคาดหวัง
  • เทคโนโลยีสมาร์ทกริดที่ได้นำเข้าใช้งานสามารถให้ผลได้จริงในเรื่องของการปรับปรุงประสิทธิภาพของระบบและการใช้พลังงาน และยังปรับปรุงความเชื่อถือได้ของระบบให้สูงขึ้น รวมทั้งสามารถกู้ระบบคืนจากภัยพิบัติธรรมชาติเช่นพายุได้รวดเร็วขึ้น (1.3.1-3)
  • ในสหรัฐมีผลการตอบรับที่ดีจากผู้เข้าร่วมโครงการเกี่ยวกับ AMI (1.3.1-3)
  • ประโยชน์ที่เกิดจากการติดตั้ง AMI ภายใต้ ARRA ประเมินผลประหยัดในการดำเนินงานได้ในช่วงกว่า 13% ถึง 77% ซึ่งขึ้นอยู่กับระบบที่มีอยู่เดิมก่อนปรับปรุงอย่างมาก
  • ผลลัพธ์ที่ดีของการติดตั้ง AMI และอุปกรณ์คุมการใช้ไฟฟ้าจะเกิดขึ้นได้ดีต้องใช้คู่กับอัตราค่าไฟฟ้าที่แปรตามเวลา (Time-Based Rates)
  • การติดตั้ง AMI ช่วยในการบริหารจัดการเรื่องไฟฟ้าดับ และการดูแลคุณภาพไฟฟ้าได้ดีขึ้น (1.3.1-3)
  • โครงการนำร่องที่ประสบความสำเร็จจะทำให้สามารถดำเนินการต่อในวงกว้างได้ดังตัวอย่างเช่นเมือง Sacramento Municipal Utility District ซึ่งประสบความสำเร็จในโครงการนำร่อง จึงวางแผนจะเปลี่ยนให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมดมีอัตราค่าไฟ Default เป็น TOU (Time-Of-Use Rate) ภายในปี ค.ศ. 2018
  • NIST ได้ตอบสนองต่อปัญหาความกังวลเรื่องความเป็นส่วนตัวของข้อมูลของผู้ใช้ไฟที่ติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์และ AMI  โดยการที่ NIST และ Smart Grid Interoperability Panel (SGIP) ได้ออกกฎเรื่องและแนวทางปฏิบัติในเรื่องนี้มาเป็นที่เรียบร้อยแล้ว อย่างน้อย 8 มลรัฐได้รับกฎในการเข้าถึงข้อมูลการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าโดยบุคคลที่ 3 นี้แล้ว
  • เป้าหมายต่อไปในเรื่องของมาตรฐานข้อมูลในการใช้ไฟฟ้าคือ การนำมาใช้งานร่วมกับแอพพลิเคชั่นบนสมาร์ทโฟน เครื่องมือการใช้งานผ่านเว็บ และการทำรายงานประสิทธิภาพการใช้พลังงานของบ้านเรือน
  • การใช้เทคโนโลยี DA สามารถช่วยลดปัญหาไฟฟ้าดับลงได้ และช่วยเพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า การลดกำลังไฟฟ้าด้วยการลดแรงดันหรือ Conservation Voltage Reduction (CVR) สามารถใช้ได้ดีในบางวงจรจำหน่ายและจากการทำงานจริงๆพบว่าสามารถลดกำลังไฟฟ้าลงได้ 2.2% และลดค่ากำลังไฟฟ้าสูงสุดลงได้ 1.8% ต่อวงจรจำหน่าย ซึ่ง CVR นี้ EPRI ประเมินไว้ว่าสามารถใช้ลดกำลังไฟฟ้าลงได้ 2 – 4% และผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถประหลัดพลังงานได้กว่า 2% (1.3.1-3) การนำเข้าใช้งานต้องเลือกทำเป็นวงจรๆไป
  • ผู้ใช้ไฟฟ้าสนใจเรื่องการช่วยทำให้โลกเขียวก็จริง แต่อย่างไรก็ตามผลตอบแทนทางการเงินเป็นเรื่องที่ยังสำคัญกว่าเสมอ (1.3.1-3)
  • การพัฒนาการใช้มาตรฐานทางด้าน Interoperability มีความสำคัญต่อความสำเร็จของการอินทิเกรตระบบอย่างมาก
  • การทำ CBA (Cost–Benefit Analyses) จากข้อมูล นิยาม และวิธีการที่สม่ำเสมอและสอดคล้องกัน   อย่างต่อเนื่อง มีความสำคัญอย่างมากในการสนับสนุนการตัดสินใจทางด้านนโยบายและกฎระเบียบต่างๆ    (1.3.1-3)
  • การให้ผู้ใช้ไฟเข้าร่วมโครงการแบบ Default แต่มีสิทธิในการ Opt-Out นั้นจะประหยัดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการได้มาก และมีอัตราการเข้าร่วมสูง
  • ปัญหา อุปสรรค และข้อจำกัด
  • ความคุ้มค่าในการลงทุนและผลตอบแทนของเทคโนโลยีสมาร์ทกริดเป็นเรื่องที่ยังต้องใช้เวลาในการติดตาม และตรวจสอบต่อไปอย่างต่อเนื่อง และการตัดสินใจในการลงทุนสมาร์ทกริดต้องทำเป็นการเฉพาะรายละเอียดแต่ละพื้นที่ไปซึ่งจะมีความแตกต่างกันไป เทคโนโลยีหนึ่งอาจจะเหมาะสมและคุ้มค่ากับที่หนึ่งแต่อาจจะไม่เหมาะกับอีกที่หนึ่ง
  • ปัญหาเรื่องการยอมรับการติดตั้ง AMI ไม่ค่อยดี ในกรณีที่โมเดลทางธุรกิจของ AMI ของผู้ให้บริการไฟฟ้านั้นไม่ชัดเจน
  • โครงการอย่าง Time-Based Rate นั้นผู้ใช้ไฟฟ้ามีความกลัวเรื่องค่าไฟที่อาจจะเพิ่มขึ้นหรือการถูกบังคับ และอาจมีการต่อต้านได้ จึงจะต้องมีสิทธิในการ Opt-Out อยู่เสมอ ซึ่งตัวอย่างการแก้ปัญหานี้ในสหรัฐก็คือ การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้ที่ทั่วถึงแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า และในมลรัฐแคลิฟอร์เนีย California Public Utilities Commission ได้ออกกฎว่า ลูกค้าผู้ใช้ไฟฟ้าต้องได้รับการอนุญาตในการที่จะออกจาก (Opt-Out) โครงการและยกเลิกการติดตั้งสมาร์ทมิเตอร์ (1.3.1-19)
  • มีความกังวลในเรื่องของความปลอดภัยของมิเตอร์ การปกป้องความเป็นส่วนตัวของข้อมูลของผู้ใช้ไฟฟ้า ซึ่งเป็นเรื่องสำคัญมากที่จะต้องมีการให้ความรู้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเพียงพอ
  • การติดตั้งอุปกรณ์ทางฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้า (Customer-Based Devices) ยังมีจำนวนคิดเป็นสัดส่วนที่น้อย เมื่อเปรียบเทียบกับจำนวนของสมาร์ทมิเตอร์ที่ติดตั้ง
  • ปัญหาหนึ่งของการนำเทคโนโลยีด้าน DA มาช่วยเพิ่มประสิทธิภาพระบบและลดการใช้ไฟฟ้าคือ ขาดIncentive และทางคุ้มทุนสำหรับผู้ขายไฟฟ้าทางเพราะการลงทุนติดตั้ง DA เช่น CVR แบบนี้จะกลับทำให้ผู้ให้บริการไฟฟ้าขายไฟฟ้าได้น้อยลง
  • ปัญหาการติดตั้ง Solar PV มากต้องติดตั้ง Energy Storage เสริมเข้าไปในระบบด้วย
  • เริ่มมีความกังวลกันมากขึ้นถึง Disruptive Challenges ซึ่งแนวโน้มของเทคโนโลยีและการผลิตไฟฟ้าใช้เองมากขึ้นอาจจะทำให้ผู้ให้บริการไฟฟ้าขายไฟฟ้าได้น้อยลงเรื่อยๆและจำเป็นจะต้องมีการพิจารณาโมเดลทางธุรกิจแบบใหม่ การออกแบบระบบแบบใหม่ และการวางแผนในระยะยาวด้านนี้  ผลตอบรับของเทคโนโลยีอย่าง In-Home Displays (IHD), Programmable Communicating Thermostats (PCT), Web Portals มีระดับความสำเร็จที่แตกต่างหลากหลาย โดยเฉพาะ IHD การใช้ IHD ไม่ได้เป็นที่สนใจของลูกค้าทุกคน และบางคนก็จะรู้สึกยุ่งยากเกินกว่าที่จะใช้ เรื่องการสนับสนุนทางเทคนิคสำคัญมาก (1.3.1-3)
  • ในสหรัฐอเมริกามีปัญหาการขายไฟฟ้าข้ามเขตทางสาธารณะซึ่งเป็นสัมปทานของ Local Utility เช่นกัน และกฎหมายขึ้นอยู่กับแต่ละ States เรื่องนี้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาไมโครกริด (1.3.1-14)

 

เอกสารอ้างอิงและแหล่งข้อมูล

[1] Global Smart Grid Federation, Presentation to Norwegian Smart Grid Association, 25 March 2014, Paddy Turnbull Chairman GSGF

[2] Smart Grid Research & Development Multi-Year Program Plan (MYPP) 2010 – 2014, September 2011

[3] Advanced Energy Now 2015 Market Report, Global and U.S. Markets by Revenue 2011 – 2014 and Key Trends in Advanced Energy Growth, Navigant Research, March 2015

อ้างอิง สหรัฐ

อ้างอิง สหรัฐ2

อ้างอิง สหรัฐ3