หัวข้อ : ระบบผลิตไฟฟ้า
1 กระทู้ที่เริ่มไว้
5 สิงหาคม 2554 
Download File ...
ไฟฟ้าได้เข้ามามีบทความสำคัญอย่างยิ่งชีวิตมนุษย์ ทั้งในภาคเกษตรกรรม อุตสาหกรรมและภาคธุรกิจ ทำให้ปริมาณความต้องการไฟฟ้าในโลกสูงขึ้น จึงจำเป็นต้องมีการผลิตกระแสไฟฟ้าให้เพียงพอ เพื่อตอบสนองความต้องการของมนุษย์
ปัจจุบันไฟฟ้าเป็นปัจจัยสำคัญที่สุดปัจจัยหนึ่งสำหรับการดำรงชีวิตประจำวันของชนในชาติ การสื่อสาร การคมนาคม การให้ความรู้ การศึกษา ไฟฟ้าถือเป็นตัวแปรสำคัญในการพัฒนาเศรษฐกิจการเพิ่มผลผลิตทั้งเกษตรรวมและ อุตสาหกรรมที่ทันสมัย การกระจายรายได้ และสร้างขีดความสามารถในการแข่งขันในด้านการผลิต และการขายสินค้า ซึ่งเป็นเป้าหมายสำคัญในการพัฒนาเศรษฐกิจ
พลังงานไฟฟ้าถือเป็นพื้นฐานสำคัญของการพัฒนาประเทศทุกด้าน พลังงานไฟฟ้ามีความจำเป็นต่อประชาชนทุกกลุ่ม จะเห็นได้ว่าในระยะแรกของการพัฒนาประเทศ รัฐบาลของทุกประเทศได้พยายามจัดสรรพลังงานไฟฟ้าให้แก่ประชาชนในพื้นที่ต่างๆ ให้มากที่สุด เพื่อให้ประชาชนสามารถใช้เครื่องอำนวยความสะดวกและเครื่องจักรประเภทต่างๆ ในการผลิตสินค้าทั้งภาคเกษตรและอุตสาหกรรม แสดงให้เห็นว่าพลังงานไฟฟ้ามีความจำเป็นอย่างมีนัยสำคัญต่อการพัฒนาประเทศในทุกระดับ
เนื่องด้วยเหตุนี้การผลิตไฟฟ้าจึงต้องมีการวางแผนและดำเนินการให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้า การขยายตัวประชากร และการขยายตัวของเศรษฐกิจที่มีอย่างต่อเนื่อง เพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการในการพัฒนาประเทศทุกๆด้าน
ขอขอบคุณข้อมูลจากสมาคมนิวเคลียร์แห่งประเทศไทย
สถาบันวิจัยพลังงานจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
PDP (Power Development Plan : PDP) คือ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าว่าด้วยแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชนิดต่างๆ เพื่อให้มีกำลังผลิตเพิ่มขึ้นในระบบไฟฟ้าในเวลาที่เหมาะสม เพื่อสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นให้เพียงพอ สำหรับอนาคต 20 ปี ข้างหน้า
แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 – 2573
Power Development Plan 2010 (PDP 2010)
แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) จัดทำขึ้นเพื่อเป็นแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศไทย ในระยะ 20 ปี โดยปรับปรุงจาก PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เนื่องจากการเปลี่ยนแปลงสถานการณ์ทางเศรษฐกิจได้ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงไปจากเดิมมาก และเพื่อให้เกิดความชัดเจนของการพัฒนาในภาคการผลิตไฟฟ้า
1. ผู้มีอำนาจหน้าที่ และการจัดทำ PDP 2010
1.1 ผู้มีอำนาจหน้าที่และผู้เกี่ยวข้องในการจัดทำ PDP 2010
คณะรัฐมนตรี (ครม.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงาน (กพช.)
คณะกรรมการนโยบายพลังงาน (กพช.)
ประธานกรรมการ นายกรัฐมนตรี
รองประธาน รองนายกรัฐมนตรีคนหนึ่งซึ่งนายกรัฐมนตรีมอบหมาย
กรรมการ รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีคนที่หนึ่งซึ่งนายกรัฐมนตรีมอบหมาย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงกลาโหม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพาณิชย์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ปลัดกระทรวงพลังงาน เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ผู้อำนวยการสำนักงบประมาณ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานกรรมการและเลขานุการ
คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน โดยคำสั่งของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 อาศัยอำนาจตามความในข้อ 3 (8) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย และคณะทำงานทบทวนสมมติฐานแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ซึ่งประกอบด้วย ผู้แทนหน่วยงาน ภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ เอกชนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้ง นักวิชาการ และผู้ประกอบการ
คณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แต่งตั้งโดยกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 16 กันยายน 2552
คณะทำงานทบทวนสมมติฐานแผน พัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แต่งตั้ง เมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2552
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบในการประชุม เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 และ คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553
1.2 การจัดทำ PDP 2010
การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศจะเน้นการมีส่วนร่วม ของภาคประชาชน ความโปร่งใสในการดำเนินการจัดทำแผน PDP สามารถตรวจสอบการดำเนินการได้ และเน้นการให้ข้อมูลในการดำเนินการดังกล่าวต่อสาธารณชน โดยเปิดโอกาสให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคได้มีส่วนร่วมในขั้นตอนการปรับ ปรุงแผนฯ โดยจะจัดให้มีการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้งกลุ่มย่อยเพื่อทบทวนสมมติฐานใน การปรับปรุงแผนฯ และจะจัดให้มีการสัมมนารับฟังความคิดเห็นแบบเปิดกว้างเมื่อร่างแผนพัฒนา กำลังผลิตการไฟฟ้าของประเทศฉบับใหม่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการ พิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยก่อนนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีพิจารณาเห็นชอบ
จัดให้มีการสัมมนารับฟังความ คิดเห็นทั้งกลุ่มย่อยและเปิดกว้างต่อสมมติฐานแผน PDP 2010 ในวันที่ 12 และ 17 กุมภาพันธ์ 2553 และได้จัดให้มีการสัมมนารับฟังความคิดเห็นแบบเปิดกว้างต่อแผน PDP 2010 ในวันที่ 8 มีนาคม 2552 โดยมีผู้เข้าร่วมจำนวน 219 คน ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นในแต่ละครั้ง ข้างต้นมาประกอบการปรับปรุงสมมติฐาน และ แผน PDP 2010 ด้วยแล้ว
นำความคิดเห็นจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการ เรื่อง PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2552 มาประกอบการพิจารณาด้วย2. สาระสำคัญของ PDP 2010
- ปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามผลการศึกษาเบื้องต้นของโครงการประมาณการณ์แนวโน้มเศรษฐกิจไทยระยะยาว
- กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15
- กำหนดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด
- การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration)
- ปรับสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ให้สอดคล้องกับการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในช่วงปี 2552 - 2558 และสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 ส.ค. 52 เรื่องแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งกำหนดให้ปี 2558 - 2564 มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ และในปี 2565 - 2573 กำหนดให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นปีละ 360 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
- พิจารณากำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 10 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ เนื่องจากมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำและไม่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกซึ่งใช้เป็นตัวแปรในการลดก๊าซเรือนกระจก3. PDP 2010
ปริมาณความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด ปี 2543 - 2553
ที่มา: ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของ กฟผ., สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
จากตารางอัตราการเพิ่มขึ้นของความต้องการไฟฟ้า สูงสุดของประเทศไทยเพิ่มขึ้น เฉลี่ยปีละ 5.52%
ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ต้องการและค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ปี 2554 - 2573
ที่มา: ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า, PDP 2010
จากตารางอัตราการเพิ่มขึ้นของค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เพิ่มขึ้น เฉลี่ยปีละ 4.20%
กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2553 - 2573 เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,005 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น ดังนั้น กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในปี 2553 - 2573 จะประกอบด้วยโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ ดังนี้
1. โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน 4,617 เมกะวัตต์
2. โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration 7,137 เมกะ วัตต์
3. โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 16,670 เมกะวัตต์
4. โรงไฟฟ้าพลังน้ำ (ปรับปรุงเขื่อนบางลาง และ
โครงการสูบกลับเขื่อนลำตะคอง) 512 เมกะวัตต์
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 11,669 เมกะวัตต์
6. โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 5,000 เมกะวัตต์
7. โรงไฟฟ้าถ่านหิน 8,400 เมกะวัตต์
รวม 54,005 เมกะวัตต์
กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2553 - 2573 ที่เพิ่มขึ้น 54,006 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าของ กฟผ. 25,718 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 47.62) และการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน 28,288 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 52.38)4. ข้อมูลอื่นๆ
ในปี พ.ศ. 2552 (สิ้นสุดธันวาคม 2552) ความต้องการการผลิตไฟฟ้าสูงสุดสุทธิของประเทศเกิดขึ้นเมื่อวันที่ 24 เมษายน 2552 มีค่าเท่ากับ 22,315.4 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปี 2551 จำนวน 78.4 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.35
แหล่งผลิตไฟฟ้ากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศเมื่อสิ้นสุดเดือนธันวาคม 2552 มีจำนวนรวมทั้งสิ้น 29,212 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าของ กฟผ. 14,328.1 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 49.0) และการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน 14,883.9 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 51.0)
ระบบส่งไฟฟ้า ระดับแรงดันไฟฟ้ามาตรฐานในระบบส่งของ กฟผ. ประกอบด้วย 500 กิโลโวลต์ 230 กิโลโวลต์ 132 กิโลโวลต์ 115 กิโลโวลต์ และ 69 กิโลโวลต์
สัดส่วนพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิงในแผน PDP 2010 (ร้อยละ)
จากตารางนี้แสดงให้เห็นว่าการปัจจุบันผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทยพึ่งพิงเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติถึงร้อยละ 71 ดังนั้นเพื่อเป็นการรักษาดุลยภาพของปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ ดังนั้น PDP 2010 จึงได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าถ่านหินซึ่งใช้เทคโนโลยีถ่านหินสะอาดในสัดส่วนที่ เพิ่มขึ้น
เปรียบเทียบการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ร้อยละ)
เมื่อเปรียบเทียบสัดส่วนประเภทของใช้เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ พบข้อผิดพลาดของการกระจายความเสี่ยงในการพึ่งพาเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ดังนี้ ประเทศไทยมีการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนที่มากเกินไปกล่าวคือ มากกว่าค่าเฉลี่ยของทั่วโลกถึงร้อยละ 56 เนื่องจากประชาชนขาดความต่อเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหิน แม้ว่าปัจจุบันเทคโนโลยีในการผลิตไฟฟ้าได้พัฒนาขึ้นแล้ว
ราคาต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงแต่ละประเภท
.jpg)
5. กระบวนการที่มาของไฟฟ้า
กำลังการผลิตติดตั้งของประเทศไทย ณ วันที่ 31 กันยายน 2553 มีจำนวน รวมทั้งสิ้น 30,160 เมกะวัตต์ (MW) มาจาก
ปริมาณไฟฟ้าที่รัฐจะต้องจัดซื้อจากภาคเอกชน ปี 2554 - 2573 มีสัดส่วนใกล้คียงกับการดำเนินการของรัฐ
กระบวนการจัดซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน
1. จากแผน PDP การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รับไปจัดหาในส่วนรับผิดชอบของตน โดย กฟผ. สร้างโรงไฟฟ้าเองส่วนหนึ่ง และอีกส่วนหนึ่งออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า โดยแบ่งออกเป็น IPP, SPP, และ VSPP
IPP คือ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer) เสนอจำหน่ายไฟฟ้าต่อ กฟผ.
SPP คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer) เสนอจำหน่ายไฟฟ้าต่อ กฟผ. และผู้ประกอบการอุตสาหกรรม
VSPP คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (Very Small Power Producer) เสนอจำหน่ายไฟฟ้าต่อ กฟภ. และผู้ประกอบการอุตสาหกรรม
2. ผู้ผลิตไฟฟ้า (IPP, SPP, และ VSPP) ยื่นแบบคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้า พร้อมเอกสารประกอบให้ครบถ้วน ต่อ กฟผ., กฟภ. และ กฟน. แล้วแต่กรณี
ตัวอย่าง: กรณีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration
กฟผ. จะรวบรวมคำร้องและข้อเสนอขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก เสนอให้คณะกรรมการพิจารณาและคัดเลือกเพื่อพิจารณา เฉพาะรายที่มีเอกสารครบทุกรายการ
คณะกรรมการพิจารณาและคัดเลือก พิจารณาคำร้องโดยใช้หลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration และนำเสนอผลการคัดเลือกต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานภายใน 90 วัน นับจากวันครบกำหนดระยะเวลายื่นคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้า (ประมาณ 10 ธันวาคม 2553)
คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะพิจารณาให้ความเห็นชอบผลการคัดเลือก
กฟผ. แจ้งผลการคัดเลือกให้ทราบเป็นลายลักษณ์อักษรภายใน 30 วันนับจากวันที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานให้ความเห็นชอบ
หลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration
1) การกลั่นกรองข้อเสนอการขายไฟฟ้า (Screening)
จะต้องยื่นคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้าภายในกำหนดเวลา และมีเอกสารประกอบคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้าครบทุกรายการ
2) การพิจารณาคำร้องและข้อเสนอการขาย ไฟฟ้า (Scoring)
ความพร้อมของสถานที่ >>> แผนที่แสดงที่ตั้ง แผนผังโรงไฟฟ้า เอกสารที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการได้มาซึ่งที่ดิน
ความพร้อมในการเชื่อมโยงระบบ >>> แผนการลงทุนระบบโครงข่ายของ บมจ.ปตท. และการไฟฟ้า (กรณีที่สถานที่ตั้งอยู่ห่างจากระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ หรือสถานีไฟฟ้าที่จะเชื่อมโยง), ความสามารถ และต้นทุนในการเชื่อมโยงกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า และ ความพร้อมของเชื้อเพลิง
ความเหมาะสมของแหล่งเงิน >>> เช่น ทุนจดทะเบียน และความพร้อมของแหล่งเงินกู้
ความพร้อมของเทคโนโลยี >>> ความเหมาะสมของเทคโนโลยี สัดส่วนของพลังงานความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจาการผลิตไฟฟ้า ต่อการผลิตพลังงานทั้งหมดที่ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5
ความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน >>> พิจารณาความเหมาะสมของแผน และกรอบเวลาการดำเนินงาน
3) การคัดเลือกผู้ยื่นคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้า (Scoring)
คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะพิจารณาให้ความเห็นชอบผลการคัดเลือก
3. เมื่อได้รับการคัดเลือกแล้วจะต้องทำสัญญามีเงื่อนไขไว้ต่อกัน เช่น
• พลังไฟฟ้าเสนอขาย (เมกะวัตต์)
• สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า
• เทคโนโลยีที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
• เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
• กำหนดก่อสร้างแล้วเสร็จ
4. ผู้ผลิตไฟฟ้าดำเนินการตามขั้นตอนของระเบียบและกฎหมายของส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง
สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและ สิ่งแวดล้อม (สผ.)
รายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA) ตามระบบการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของประเทศไทย ของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ซึ่งเป็นหน่วยงานในสังกัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม >>> เป็นการศึกษาเพื่อคาดการณ์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมทั้งในทางบวก และทางลบ จากการพัฒนาโครงการหรือกิจการที่สำคัญ เพื่อกำหนดมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อม
- ที่มาวัตถุประสงค์ของโครงการ เหตุผลความจำเป็นในการดำเนินโครงการ ขอบเขตการศึกษา และวิธีการศึกษา
- ที่ตั้งโครงการ: แสดงองค์ประกอบทางสิ่งแวดล้อม ในบริเวณที่อาจได้รับผลกระทบจากโครงการ
- รายละเอียดโครงการ: ให้มีรายละเอียดที่สามารถแสดงภาพรวมได้
- สภาพแวดล้อมในปัจจุบัน : ให้แสดงรายละเอียดพร้อมภาพถ่าย ทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมด้านกายภาพ ชีวภาพ รายละเอียดคุณค่าการใช้ประโยชน์ของมนุษย์ และคุณค่าคุณภาพชีวิต
- การประเมินทางเลือกในการดำเนินการ และการประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากโครงการ
- การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม: ให้ประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากโครงการ ทั้งที่เป็นผลกระทบโดยตรง และผลกระทบทางอ้อมต่อทรัพยากรสิ่งแวดล้อมและคุณค่าต่างๆ
- มาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมและการชดเชย
- มาตรการติดตามตรวจสอบผล กระทบ กระบวนการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน ตามแนวทางของสำนักวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ซึ่งเป็นหน่วยงานในสังกัด สผ. เรื่อง การมีส่วนร่วมของประชาชนและการประเมินผล กระทบสิ่งแวดล้อมทางสังคมในกระบวนการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม >>> การมีส่วนร่วมของประชาชน เป็นกระบวนการที่นำเอาความห่วงกังวลของสาธารณชน ความต้องการและค่านิยมผนวกเข้าไปกับการดำเนินการตัดสินใจของรัฐ การมีส่วนร่วมของประชาชนในการประเมินผล กระทบสิ่งแวดล้อม (Public participation in EIA) เป็นกิจกรรมที่จัดให้มีขึ้นในกระบวนการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ประชาชน องค์กรพัฒนาเอกชน ตลอดจนหน่วยงานต่างๆ ที่ได้รับผลกระทบจากโครงการสามารถเข้าร่วมแสดงความคิดเห็น นำเสนอข้อมูลข้อโต้แย้ง หรือข้อเสนอแนะที่เกี่ยวข้องกับการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม
หน่วยงานราชการท้องถิ่น(อบต. หรือ เทศบาล) ใบอนุญาตให้ก่อสร้างอาคาร
หมายเหตุ: กรณีที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมจะต้องขออนุมัติ กนอ. 02 แทน
อุตสาหกรรมจังหวัด / การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (ร.ง.4)
หมายเหตุ: ในกรณีที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมจะต้องขออนุมัติ กนอ. 01 - 03 แทน ใบอนุญาตให้ใช้ที่ดินและประกอบกิจการในนิคมอุตสาหกรรม (กนอ. 01) ใบอนุญาตก่อสร้างอาคาร (กนอ. 02) ใบรับแจ้งเริ่มประกอบอุตสาหกรรม (กนอ. 03)
สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบจำหน่ายไฟฟ้า ใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า
5. ดำเนินผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กฟผ. และผู้ประกอบการอุตสาหกรรม ตามข้อกำหนดและระบียบการดังนี้
ข้อกำหนดเกี่ยวกับการปฏิบัติการระบบโครงข่ายไฟฟ้าของกฟผ. (SPP Grid Code)
ข้อกำหนดเกี่ยวกับการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของกฟผ. และข้อกำหนดการใช้บริการระบบโครงข่ายของ กฟผ. (ในกรณีที่เชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับ กฟผ.)
ข้อกำหนดเกี่ยวกับการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า ข้อกำหนดการใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้า และข้อกำหนดเกี่ยวกับการปฏิบัติการระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟน. หรือ กฟภ. (ในกรณีที่เชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับกฟน. หรือ กฟภ.)
คู่มือการตรวจวัดประสิทธิภาพของระบบผลิตพลังงานไฟฟ้าและความร้อนร่วม และการคำนวณค่า PES สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (ระบบ Cogeneration)
ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration พ.ศ. 2553
ไฟฟ้าเป็นสิ่งจำเป็นในการดำรงชีวิตประจำวัน และเป็นสิ่งสำคัญพื้นฐานในการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ แต่เนื่องจากไฟฟ้า เป็นสิ่งที่ไม่สามารถกักเก็บได้ และความต้องการไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาไม่เท่ากัน การไฟฟ้าจำเป็นต้องจัดหาไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าตลอดเวลา
ดังนั้นจึงจำเป็นต้องมีการศึกษาและวิเคราะห์การใช้ไฟฟ้าเพื่อนำไปพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้าระยะปานกลางและระยะยาว เพื่อประเมินว่าความต้องการไฟฟ้า จะเพิ่มขึ้นเป็นปริมาณเท่าใดในพื้นที่ส่วนไหน และจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มใด ทั้งนี้เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟผ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) นำไปใช้เป็นข้อมูลในการวางแผนขยายกำลังผลิตไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบสายจำหน่าย ให้เพียงพอกับความต้องการที่จะเกิดขึ้นในอนาคต
ความจำเป็นของการพยากรณ์ความต้องการใช้ "ไฟฟ้า" ก็เช่นกัน เพราะไฟฟ้าถือเป็นสาธารณูปโภคที่สำคัญของการดำรงชีวิต ดังนั้น การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า หรือ Load forecast ไม่ว่าจะเป็นในระยะปานกลาง หรือในระยะยาว จึงมีความจำเป็นอย่างยิ่ง เพื่อเป็นก้าวแรกในการเริ่มวางแผนการพัฒนาไฟฟ้าของประเทศ หรือ PDP ว่าจะเป็นไปในทิศทางใด รวมทั้งเพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 การไฟฟ้า ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟผ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) นำไปใช้เป็นข้อมูลในการวางแผนขยายกำลังผลิตไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบสายจำหน่าย ให้เพียงพอกับความต้องการที่จะเกิดขึ้นในอนาคต
การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า คือ การพยากรณ์ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) (เป็นค่าสูงสุดของความต้องการไฟฟ้า มีหน่วยเป็นเมกะวัตต์) และค่าความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy) (เป็นปริมาณไฟฟ้าที่ใช้ในแต่ละชั่วโมงตลอดทั้งปี มีหน่วยเป็นล้านหน่วย หรือ กิกะวัตต์-ชั่วโมง) ที่จะเกิดขึ้นในอนาคต โดยสมมติฐานที่สำคัญที่ใช้ในการพยากรณ์คืออัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศ (GDP) ซึ่งได้พิจารณาในด้านการประหยัดพลังงาน (DSM) การสูญเสียในระบบ และการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กมาก (VSPP) เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
การจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวของประเทศ เป็นหน้าที่ของคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งอยู่ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) อนุกรรมการฯ ได้ทำการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์พลังงาน สภาพเศรษฐกิจ และข้อสมมุติฐานต่างๆ ในการจัดทำค่าพยากรณ์ฯ ที่เปลี่ยนไปอย่างสม่ำเสมอ เพื่อมิให้การจัดหาไฟฟ้าสูงหรือต่ำเกินไปจนเกิดผลเสียต่อประเทศชาติและผู้ ใช้ไฟฟ้าได้ ซึ่งหากพยากรณ์ฯ สูงเกินความเป็นจริง จะทำให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่สูงเกินความต้องการที่แท้จริง โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจะถูกผลักสู่ค่าไฟฟ้า ทำให้ประชาชนต้องเป็นผู้รับภาระในที่สุด แต่หากพยากรณ์ฯ ต่ำกว่าความเป็นจริงจะทำให้เกิดไฟฟ้าตกไฟฟ้าดับ ซึ่งจะส่งผลเสียต่อสภาพเศรษฐกิจโดยรวมได้ ดังนั้น คณะอนุกรรมการฯ จึงได้ติดตามสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าและสภาพเศรษฐกิจอย่างใกล้ชิด เพื่อให้การปรับปรุงค่าพยากรณ์ฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
จากผลการศึกษาค่าพยากรณ์เศรษฐกิจไทยระยะยาวเบื้องต้นโดย สศช. รวมกับสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ได้มีการจัดทำค่าพยากรณ์ GDP ในระยะยาว (เบื้องต้น) ไว้ 3 กรณี คือ กรณีสูง กรณีฐาน และกรณีต่ำ คณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยจึง พิจารณาให้ใช้ GDP กรณีฐานเป็นเกณฑ์ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า สำหรับจัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย PDP 2010 โดยค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเมื่อสิ้นปี 2564 มีค่าประมาณ 37,718 เมกะวัตต์ลดลงจากค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ประมาณ 6,563 เมกะวัตต์ ในขณะที่ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเมื่อสิ้นสุดแผน PDP 2010 ในปี 2573 มีค่าประมาณ 52,691 เมกะวัตต์
ที่มา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
วิธีการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในปัจจุบันนั้นพิจารณาจากการถือครอง และการใช้ไฟฟ้าของเครื่องใช้ไฟฟ้า หรือที่เรียกว่าวิธี End Use ซึ่งวิธีนี้จะต้องมีข้อมูลที่ใช้ประกอบการพยากรณ์เป็นจำนวนมาก ไม่ว่าจะเป็นข้อมูลในภาพกว้าง เช่น การขยายตัวของเศรษฐกิจ จำนวนประชากร จำนวนครัวเรือน มาตรการของรัฐทางด้านไฟฟ้า เป็นต้น หรือข้อมูลในระดับย่อย เช่น การใช้ไฟฟ้าต่อมูลค่าเพิ่มของธุรกิจ และอุตสาหกรรมในระดับย่อย ประเภทของบ้านอยู่อาศัย ระดับรายได้ การใช้ไฟฟ้าและประสิทธิภาพของเครื่องใช้ไฟฟ้า การขอใช้ไฟฟ้าและการขอรับการส่งเสริมการลงทุนจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริม การลงทุน หรือ BOI การใช้ไฟฟ้าต่อพื้นที่ใช้สอย อุณหภูมิ เป็นต้น
โดยในการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้านั้น จะทำการพยากรณ์ทั้งค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand Forecast) ซึ่งเป็นค่าสูงสุดของความต้องการไฟฟ้าในแต่ละปี มีหน่วยเป็นเมกะวัตต์ (MW) และค่าความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand Forecast) ซึ่งเป็นปริมาณไฟฟ้าในแต่ละชั่วโมงตลอดทั้งปีมีหน่วยเป็นล้านหน่วย (GWh) เหตุที่ต้องพยากรณ์ทั้งสองค่านี้ เพราะว่าการไฟฟ้าต้องการทราบว่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในแต่ละปีจะเพิ่มขึ้นเป็นปริมาณเท่าใด เพื่อใช้ในการวางแผนสร้างโรงไฟฟ้าหรือรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนทั้งภายในและต่าง ประเทศ ในขณะเดียวกันก็ต้องทราบว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าในแต่ละปีเป็นปริมาณเท่าใด เพื่อใช้ในการวางแผนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ด้วยวิธีการเหล่านี้ ทำให้สามารถเห็นภาพรวมทั้งหมดของค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้ในทุกแง่มุม ว่า ค่าพยากรณ์ที่เพิ่มขึ้นมาจากส่วนไหน และมีลักษณะอย่างไร การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าดังกล่าว ต้องมีความเข้าใจอย่างลึกซึ้ง โดยเฉพาะอย่างยิ่งที่มาของการใช้ไฟฟ้า ซึ่งจะทำให้การมองภาพการใช้ไฟฟ้าในอนาคตเป็นไปอย่างมีระบบและชัดเจนมากยิ่งขึ้น
สมมติฐานในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนกุมภาพันธ์ 2553 มีรายละเอียดดังนี้
1. กำหนดขอบเขตการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในช่วงปี 2553 – 2573
2. ใช้ข้อมูลความต้องการไฟฟ้าที่เป็นค่าที่เกิดขึ้นจริงของปี 2552 ทั้งค่าพลังไฟฟ้าสูงสุด(Peak) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy)
3. ใช้ข้อมูลประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจไทยหรือผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ(Gross Domestic Products: GDP) เป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งที่ประชุมคณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้เห็นชอบให้ใช้ค่า ประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจ (GDP) ดังนี้
ในช่วงสิ้น (ปี 2553 – 2554) ใช้ค่าประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจ (GDP) ที่สอดคล้องกับค่าที่ใช้ในการจัดทำงบประมาณประจำปี 2554 ของทั้งสามการไฟฟ้า
ในช่วงยาว (ปี 2555 – 2567) ใช้ค่าประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจ (GDP) ระยะยาว จากผลการศึกษา (เบื้องต้น) ของโครงการศึกษาและจัดทำข้อมูลพยากรณ์เศรษฐกิจระยะยาว ซึ่งมีสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ (นิด้า) เป็นที่ปรึกษาโครงการฯ ภายใต้การกำกับดูแลจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.)
สำหรับใน ปี 2568 – 2573 ใช้ค่าประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจ (GDP) เท่ากับค่า GDP ปี 2567 จากผลการศึกษาฯ (เบื้องต้น) ของสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ (นิด้า)
4. ใช้ข้อมูลประมาณการปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายรับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก(Very Small Power Producer: VSPP) ประเภทพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน15 ปี ของกระทรวงพลังงานโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ซึ่งแผนพัฒนาพลังงานหมุนเวียน 15 ปีนี้ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2552
5. ใช้ข้อมูลแผนอนุรักษ์พลังงานตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รวบรวมและคำนวณโดยนำข้อมูลโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Side Management: DSM) ไปปรับลดความต้องการไฟฟ้าในระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumption) ทั้งนี้จะคำนึงถึงเฉพาะโครงการหรืออุปกรณ์ที่เป็นโครงการใหม่ซึ่งยังไม่รวม อยู่ในตัวแบบการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนกุมภาพันธ์ 2553 ที่ใช้ในการจัดทาแผน PDP 2010 ทั้งนี้ในภาพรวมจะเห็นว่า ณ ปี 2573 ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) จะประมาณ 52,890 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นประมาณ 2.37 เท่าของปี 2552 (ซึ่งพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นเท่ากับ 22,315.35 เมกะวัตต์) โดยอัตราการเพิ่มเฉลี่ยในปี 2553 – 2573 ประมาณร้อยละ 4.19 ต่อปี ส่วนความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy) จะประมาณ 347,947 ล้านหน่วย หรือเพิ่มขึ้นประมาณ 2.38 เท่าของปี 2552 (ที่มีค่าพลังงานไฟฟ้าเท่ากับ 146,182 ล้านหน่วย) โดยอัตราการเพิ่มเฉลยในปี 2553 – 2573 ประมาณร้อยละ 4.22 ต่อปี ทั้งนี้ในระยะยาวจะมีค่าตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า (Load Factor) อยู่ที่ประมาณร้อยละ 74-75
ในการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนกุมภาพันธ์ 2553 ที่ใช้การจัดทำแผน PDP 2010 นี้ ได้พิจารณาถึงโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Side Management: DSM) ซึ่งเป็นโครงการหรือมาตรการประหยัดพลังงานไฟฟ้าและเพิ่มประสิทธิการใช้ไฟฟ้า โดยได้นำประมาณการผลการประหยัดไฟฟ้าที่คาดว่าจะประหยัดได้จากโครงการDSM (ที่เป็นโครงการใหม่) ไปปรับลดความต้องการไฟฟ้าในระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumption) จึงทำให้ค่า Elasticity ในอนาคตมีแนวโน้มที่ลดลง โดยจะลดลงจาก 1.36 ในปี 2553 เป็นประมาณ 0.99 ในปี 2573
ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับนี้ (ฉบับเดือนกุมภาพันธ์ 2553) เมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนธันวาคม 2551 มีการเปลี่ยนแปลงในทางลดลง ทั้งนี้สาเหตุมาจากมการปรับปรุงค่าประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจไทยระยะยาว เนื่องจากเศรษฐกิจโลกที่ถดถอยส่งผลให้สภาวะเศรษฐกิจของประเทศชะลอตัวลงเป็นผลให้ต้องการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจ
ในการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าให้เกิดความแม่นยำที่สุดจะมีผลต่อวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) ที่แม่นยำตามไปด้วย ซึ่งส่งผลให้ทั้ง 3 การไฟฟ้าสามารถวางแผนในการผลิตไฟฟ้าได้ถูกต้องและเหมาะสม หากคำนวณสูงเกินไปก็จะก่อให้เกิดภาระในการลงทุน แต่ในทางกลับกันหากคำนวณต่ำเกินไปก็จะทำให้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับได้ ดังนั้นจึงต้องจัดทำค่าการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าให้สะท้อนตามความเป็น จริงมากที่สุด
ที่มา คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) คือ กำลังผลิตไฟฟ้าที่มีเกินความต้องการไฟฟ้าในระดับหนึ่ง เพื่อเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในกรณีที่โรงไฟฟ้าหลักที่เดินเครื่องอยู่เกิด อุบัติเหตุไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้หรือหยุดซ่อมบำรุงรักษา หรือมีข้อจำกัดอื่นๆในการผลิตหรือส่งไฟฟ้า หรือความไม่แน่นอนในกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ซึ่งจะผลิตไฟฟ้าได้มากน้อยเพียงใดนั้นขึ้นอยู่กับปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ
ในการกำหนดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง โดยทั่วไปหากกำหนดไว้สูงเกินไปก็จะเป็นภาระการลงทุนของ กฟผ. ซึ่งจะมีผลทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นโดยไม่จำเป็น แต่ถ้ากำหนดไว้ต่ำเกินไปก็อาจทำให้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับได้ หากปริมาณสำรองมีไม่เพียงพอโอกาสที่จะเกิดไฟฟ้าดับก็จะมากขึ้น ซึ่งจะก่อให้เกิดความเสียหายแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า จากผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงานจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย พบว่า ไฟฟ้าตกไฟฟ้าดับทำให้เกิดมูลค่าความเสียหายประมาณ 60 บาท/หน่วย (kWh) ในขณะที่ค่าไฟฟ้าหน่วยละประมาณ 2.50 บาท เท่านั้น ดังนั้น การกำหนดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสมจึงเป็นสิ่งจำเป็น เพื่อเป็นหลักประกันการมีไฟฟ้าใช้อย่างเพียงพอ และสามารถตอบสนองความต้องการไฟฟ้าได้ตลอดเวลา โดยต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต ความไม่แน่นอนต่างๆ และระยะเวลาก่อสร้างของโรงไฟฟ้าใหม่ด้วย ในปัจจุบัน กฟผ. กำหนดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในอัตราร้อยละ 15 และโอกาสที่จะเกิดไฟฟ้าดับมีไม่เกิน 1 วันต่อปี เพื่อให้เกิดความมั่นใจว่ากำลังการผลิตของประเทศมีเพียงพอ
วิธีคำนวณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง
เนื่องจากระบบจะต้องมีไฟฟ้าที่สามารถตอบสนองความต้องการใช้ทุกเวลา รวมทั้งในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดด้วย ดังนั้นกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจะคิดจากส่วนที่เกินความต้องการไฟฟ้าสูงสุดไม่ใช่คิดจากความต้องการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยของปี
กำลังผลิตพึ่งได้ (เมกะวัตต์) = กำลังผลิตติดตั้ง - Derate Capacity
กำลังผลิตพึ่งได้ หมายถึง กำลังผลิตสูงสุดซึ่งระบบสามารถผลิตไฟฟ้าได้ ในช่วงระยะเวลาหนึ่งภายใต้สภาวะแวดล้อมที่จำกัดจะคิดจากกำลังผลิตที่สามารถ ผลิตได้จริงของโรงไฟฟ้าแต่ละโรง สำหรับกำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำจะคิดจากความสามารถในการผลิตเมื่อ พิจารณาปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ โดยคำนึงถึงข้อมูลของปริมาณน้ำในอดีตด้วย ส่วนกำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเป็นความสามารถในการผลิต เมื่อพิจารณาถึงสภาวะแวดล้อมหลายๆสภาวะ (ข้อจำกัดของสภาวะแวดล้อม) ที่ทำให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนไม่สามารถผลิตได้เต็มกำลังผลิต (ในปัจจุบันกำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าจะใช้ค่า Contracted Capacity ซึ่งเป็นค่ากำลังผลิตที่โรงไฟฟ้าทำสัญญาไว้กับ กฟผ.) ดังนั้น กำลังการผลิตสำรองที่เหมาะสมจะเป็นเท่าใดจะขึ้นอยู่กับสภาพของโรงไฟฟ้าและ ข้อจำกัดของโรงไฟฟ้าด้วย
หมายเหตุ : กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ จะรวมโรงไฟฟ้าที่กำลังซ่อมบำรุงรักษาด้วย เนื่องจากหลังจากซ่อมบำรุงแล้วสามารถนำกลับมาใช้งานได้อีก
พลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบ คือ พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ผลิตและซื้อหักด้วยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. จำหน่าย และหักด้วยพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตทั้งหมด ทั้งนี้พลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบกฟผ. ทั้งหมดจะเกิดการสูญเสียในระบบส่งไฟฟ้าและสถานีไฟฟ้าแรงสูง โดยปกติจะมีค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบประมาณ 2.0%
ที่มาการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
Peak Demand คือ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด
ความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak demand) อัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Rate : TOU)
อัตราค่าไฟฟ้าจะถูกกำหนดราคาตามช่วงเวลาของการใช้ โดยในแต่ละสัปดาห์จะแบ่งออกเป็นช่วงคือ
1. ช่วง ON – PEAK เวลา 09.00 – 22.00 ของวันจันทร์ – วันศุกร์ ที่ไม่ใช่วันหยุดราชการปกติ
2. ช่วง OFF- PEAK เวลา 22.00 – 09.00 ของวันจันทร์ – วันศุกร์ ที่ไม่ใช่วันหยุดราชการปกติ
3. ช่วง OFF- PEAK เวลา 00.00 – 24.00 ของวันเสาร์ – วันอาทิตย์ และวันหยุดราชการ
ค่า Peak จะคิดจากการใช้ไฟฟ้าสูงสุดโดยเฉลี่ยในระยะเวลา 15 นาที ค่าที่ส่งออกมาเป็นค่า peak คือค่าเฉลี่ยสูงสุดในรอบ 1 เดือน
ที่มา การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สภาวิศวกร
การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน 1. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ(IPP) 1.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ 4. เงื่อนไขการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้า
กิจการไฟฟ้าเป็นสาธารณูปโภคที่สำคัญของประเทศ และแต่เดิมให้ภาครัฐเป็นผู้ดำเนินการแต่ฝ่ายเดียว โดยมีรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องอยู่ 3 แห่งคือ 
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้ผลิตและจัดส่งไฟฟ้าไปตามสายไฟฟ้าแรงสูง เพื่อขายให้การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
2. การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ในกรุงเทพฯ นนทบุรี และสมุทรปราการ
3. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ในส่วนที่เหลือของประเทศ
ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขตบริการของ กฟน. ต้องซื้อไฟฟ้าจาก กฟน. แต่เพียงผู้เดียวโดยไม่สามารถเลือกซื้อจากผู้อื่นได้ เช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟฟ้าในเขตของ กฟภ. ที่ต้องซื้อจาก กฟภ. เท่านั้น
การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย ได้มีการดำเนินการอย่างต่อเนื่องมากว่า 10 ปี โดยเริ่มต้นจากการส่งเสริมให้มีผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเข้ามาผลิตไฟฟ้าได้ เพื่อลดภาระการลงทุนของภาครัฐ และเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า
วัตถุประสงค์ของการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชน ในกิจการทางด้านพลังงานที่สำคัญมีดังนี้
เพิ่มการแข่งขันในกิจการพลังงาน ทำให้กิจการพลังงานมีประสิทธิภาพมากขึ้น และผู้บริโภคมีพลังงานใช้อย่างเพียงพอในราคาที่เหมาะสม
1. ลดภาระการลงทุนของภาครัฐและลดภาระหนี้สินของภาครัฐ/ประเทศ
2. ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น เช่นในกรณีของโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งผลิตทั้งไฟฟ้าและไอน้ำ เป็นต้น
3. ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับบริการและคุณภาพไฟฟ้าที่ดีขึ้น
4. สนับสนุนให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการด้านพลังงานของประเทศ
5. ช่วยพัฒนาตลาดทุน
ในประเทศไทยผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสามาถเบ่งออกเป็นสามประเภทใหญ่ๆดังนี้
1. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP)
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
3. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP)
ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer หรือ IPP) คือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ที่มีกำลังการผลิตเป็นปริมาณมาก ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะเป็นผู้ผลิตเอกชนที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมนิวเคลียร์) เช่น ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน (ทั้งที่ผลิตในประเทศและนำเข้า) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระมีกำลังการผลิตตั้งแต่ 350 – 1,400 เมกะวัตต์
1.1 ที่มา
คณะรัฐมนตรี ในการประชุม เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2535 ได้กำหนดให้มีการลงทุนโดยเอกชนในการผลิตไฟฟ้าในรูปของโครงการผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระหรือโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ Independent Power Producer (IPP) เนื่องจากปริมาณการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยได้เติบโตสูงมากประกอบกับการ สร้างโรงไฟฟ้าใหม่ต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมหาศาล ซึ่งหากดำเนินการโดยการไฟฟ้า ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจ โดยลำพังจะทำให้ภาระหนี้สิน ของภาครัฐเพิ่มขึ้นมาก
ทั้งนี้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในลักษณะ IPP จะต้องขายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยที่ กฟผ. ยังคงความรับผิดชอบในด้านการวางแผนขยายแห่งผลิตและระบบส่ง รวมทั้งการควบคุมการผลิตและระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ
1.2 เงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
กฟผ. จะประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระเป็นงวดๆ โดยจะกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อทั้งหมดและมีรูปแบบเป็นการเปิดประมูล โดยมีเงื่อนไขที่มีลักษณะสากลที่ใช้กันทั่วโลก โดยมีสาระสำคัญ
1. ให้ผู้ผลิตเอกชนเป็นผู้เสนอพลังงานที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยให้ความสำคัญกับเชื้อเพลิงที่สะอาดเป็นที่ยอมรับของประชาชน ราคามีเสถียรภาพ มีความแน่นอนในการจัดหาและส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งพลังงานของประเทศ ได้แก่ พลังงานนอกรูปแบบ (ไม่รวมนิวเคลียร์) ก๊าซธรรมชาติทั้งที่ผลิตในประเทศและนำเข้า ถ่านหิน และออริมัลชั่น
2. ให้ผู้ผลิตเอกชนเป็นผู้เสนอสถานที่ตั้ง โดยกำหนดลำดับความสำคัญของพื้นที่ในภาพกว้างเบื้องต้นสอดคล้องตามแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติในการพัฒนาเมืองหลักเมืองรอง เพื่อการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ประกอบกับการพิจารณาแหล่งผู้ใช้ไฟฟ้า ปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต และระยะห่างจากระบบสายส่งของ กฟผ.
3. ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเสนออัตราค่าไฟฟ้า พร้อมสูตรการปรับราคาโดยการประเมิน
1.3 การประเมินและคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
การดำเนินการประเมิน และคัดเลือกโครงการ IPP มีหลักเกณฑ์การประเมินดังนี้
(1) ปัจจัยทางด้านราคา (Price Factor) : ให้น้ำหนัก 60% ในการประเมินพิจารณา จากค่าความพร้อมจ่าย และค่าพลังงานไฟฟ้า รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. (Connection Cost)
(2) ปัจจัยอื่นที่ไม่เกี่ยวกับราคา (Non-Price Factors) : ให้น้ำหนัก 40% ในการประเมิน โดยพิจารณาจากความเป็นไปได้ ของโครงการ เชื้อเพลิง และการกระจายแหล่งเชื้อเพลิง และปัจจัยอื่นๆ
1.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในการรับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
เนื่องจากไฟฟ้าที่ IPP ผลิตได้จะต้องจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ทั้งหมด และ กฟผ. เป็นผู้สั่งให้เดินเครื่องโรงไฟฟ้าแต่ละโรง เพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและเพื่อให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าของระบบโดยรวมอยู่ในระดับต่ำสุด สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจึงต้องจัดทำเป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว และการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า จึงกำหนดเป็นสองส่วน (Two Part Tariff) ดังนี้
1 ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) ซึ่งผู้สนใจลงทุนจะเสนออัตราโดยคำนึงถึงต้นทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของตนเอง และค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆ (Fixed Cost) เนื่องจาก IPP จะต้องเตรียมความพร้อมของโรงไฟฟ้าให้พร้อมที่จะจ่ายไฟฟ้าได้ตลอดเวลาเมื่อ กฟผ. สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า
2 ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) ซึ่งผู้ลงทุนจะเสนออัตราและสูตรปรับ โดยคำนึงถึงค่าเชื้อเพลิง และค่าใช้จ่ายผันแปรอื่นๆ ที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายเข้าระบบของ กฟผ.
ค่าความพร้อมจ่ายเป็นค่าใช้จ่ายที่ต้องจ่ายไม่ว่า กฟผ. จะสั่งเดินเครื่องจากผู้ผลิตเอกชนหรือไม่ แต่ค่าพลังงานไฟฟ้าเป็นค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้น เมื่อมีการสั่งให้โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าส่งเข้าระบบของ กฟผ. และจะผันแปรไปตามราคาเชื้อเพลิงเป็นหลัก ซึ่งในกรณีที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เอง แม้ว่าโรงไฟฟ้าจะไม่เดินเครื่อง กฟผ. ก็ต้องจ่ายค่าดอกเบี้ย เงินต้น และค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆเช่นกัน โดยค่าใช้จ่ายดังกล่าวได้รวมอยู่ในค่าไฟฟ้าฐานที่เรียกเก็บกับประชาชนแล้ว ดังนั้นการจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้ IPP จึงอยู่บนหลักการเดียวกัน
1.5.1 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรอบที่ 1 (ปี พ.ศ. 2537)
กฟผ. เปิดรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 3,800 เมกะวัตต์ โดยแยกรับซื้อเป็น 2 ระยะ
ระยะที่ 1 จำนวน 1,000 เมกะวัตต์ แล้วเสร็จในช่วงปี 2539-2543
ระยะที่ 2 จำนวน 2,800 เมกะวัตต์ แล้วเสร็จในช่วงปี 2544 และ 2545 (ปีละ 1,400 เมกะวัตต์)
ต่อมาได้ประกาศรับซื้อเพิ่มครั้งแรกตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อีก 10 เปอร์เซนต์ เมื่อเดือนเมษายน 2538 รวมเป็น 4,180 เมกะวัตต์ และอีกครั้งตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในเดือนกรกฎาคม 2539 กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจาก ไอพีพี เพิ่มอีก 1,600 เมกะวัตต์ ทยอยเข้าระบบระหว่างปี 2543-2546 (เพิ่มจาก 4,180 เมกะวัตต์ เป็นประมาณ 5,800 เมกะวัตต์) แยกเป็นระยะที่ 1 จำนวน 1,700 เมกะวัตต์ และระยะที่ 2 จำนวน 4,100 เมกะวัตต์ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2539-2543) มีโครงการที่ได้รับการคัดเลือก จำนวน 3 ราย รวม 1,750 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย
1. บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) หรือ IPT จำกัด จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่อ่าวไผ่ จ.ชลบุรี
2. บริษัท ไตรเอ็นเนอยี จำกัด หรือ TECO จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่ จ.ราชบุรี
3. บริษัท อีสเทอร์น เพาเวอร์ แอนด์ อิเล็คทริค จำกัด หรือ EPEC จำนวน 350 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่ อ.บางบ่อ จ.สมุทรปราการระยะที่ 2 (พ.ศ. 2544-2546) มีโครงการที่ได้รับการคัดเลือก จำนวน 4 ราย รวม 4,193.5 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย
1. บริษัท ยูเนียน พาวเวอร์ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด หรือ UPDC จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ โดยใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่ อ.บางสะพาน จ.ประจวบคีรีขันธ์
2. บริษัท บ่อวิน เพาเวอร์ จำกัด จำนวน 713 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่ อ.บ่อวิน จ.ชลบุรี
3. บริษัท บี แอล ซี พี เพาเวอร์ จำกัด หรือ BLCP จำนวน 1,346.5 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่ อ.มาบตาพุด จ.ระยอง
4. บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด จำนวน 734 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง มีสถานที่ตั้งอยู่ที่ อ.กุยบุรี จ.ประจวบคีรีขันธ์
1.5.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรอบที่ 2 (ปี พ.ศ.2550)
กระทรวงพลังงานโดย สนพ. และคณะอนุกรรมการฯ ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2550 โดยในรอบนี้มีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,407 เมกะวัตต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ ธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 14 ราย 13,807 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 6 ราย 3,600 เมกะวัตต์
กระทรวงพลังงานได้ประกาศผลการประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและอื่นๆ ที่ไม่ใช่ด้านราคา เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 โดยมีผู้ประกอบการ IPP ที่ผ่านการประเมินฯ จำนวนทั้งหมด 17 ราย และประกาศผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านการเงินเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 และในวันเดียวกัน กพช. ในการประชุมครั้งที่ 9/2550 (ครั้งที่ 118) ได้มีมติเห็นชอบ โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) โดยขยายการรับซื้อจาก 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,400 เมกะวัตต์ จำนวน 4 ราย แบ่งออกเป็น
โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงถ่านหิน 2 ราย ได้แก่
1. บริษัท GHECO-one จำกัด กำลังผลิต 660 เมกะวัตต์ มีพื้นที่ก่อสร้างอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ.ระยอง และมีกำหนดวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date : SCOD) ในวันที่ 18 ตุลาคม 2554
2. บริษัท National Power Supply จำกัด กำลังผลิต 540 เมกะวัตต์ (2 x 270) มีพื้นที่ก่อสร้างอยู่ที่ จ.ฉะเชิงเทรา และมีกำหนด SCOD ในวันที่ 15 พฤศจิกายน 2555 และ 15 มีนาคม 2556
โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 2 ราย ได้แก่
1. บริษัท Siam Energy จำกัด กำลังผลิต 1600 เมกะวัตต์ (2 x 800) มีพื้นที่ก่อสร้างอยู่ใน จ.ฉะเชิงเทรา และมีกำหนดวัน SCOD ในวันที่ 1 มีนาคม และ1 กันยายน 2555
2. บริษัท Power Generation Supply จำกัด กำลังผลิต 1600 เมกะวัตต์ (2 x 800) มีพื้นที่ก่อสร้างอยู่ที่ จ. สระบุรี และมีกำหนดวัน SCOD ในวันที่ 1 กันยายน 2556 และ 1 มีนาคม 2557
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หมายถึง โครงการผลิตไฟฟ้าโดยใช้ระบบการผลิตพลังงานความร้อน และไฟฟ้าร่วมกัน (Cogeneration) หรือการผลิตไฟฟ้า โดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง โครงการ SPP แต่ละโครงการ จะจำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ (MW) แต่เนื่องจาก SPP แต่ละแห่งสามารถขายไฟฟ้าให้ผู้บริโภค ที่อยู่ในบริเวณใกล้เคียงได้โดยตรง กำลังการผลิตของ SPP มักจะอยู่ในระดับ 120-150 MW SPP บางโครงการมีขนาดใกล้เคียงกับ IPP แต่ใช้รูปแบบการผลิตเป็นระบบ Cogeneration
1. วัตถุประสงค์ของการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
เพื่อส่งเสริมให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า
เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศและพลังงานนอกรูปแบบในการผลิตไฟฟ้า
เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานในการผลิตไฟฟ้าให้เกิดประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
เพื่อช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและระบบจำหน่ายไฟฟ้า
2. ลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าตามลักษณะกระบวนการผลิต ดังต่อไปนี้
1. การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ (Non-Conventional Energy) เช่น พลังลม พลังแสงอาทิตย์ พลังน้ำขนาดเล็ก (Mini Hydro) เป็นต้น ซึ่งต้องไม่ใช่การใช้น้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และพลังนิวเคลียร์
2. การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กโดยใช้เชื้อเพลิงดังต่อไปนี้
2.1 กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร หรือกากจากการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร
2.2 ผลิตภัณฑ์ที่แปรรูปมาจากกากหรือเศษวัสดุเหลือใช้จากการเกษตร หรือจากการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร
2.3 ขยะมูลฝอย
2.4 ไม้จากการปลูกป่าเป็นเชื้อเพลิง
3. การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่ได้มาจากกระบวนการผลิต การใช้ หรือการขนส่งเชื้อเพลิง ได้แก่
3.1 พลังงานที่เหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำที่เหลือจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร
3.2 พลังงานสูญเสีย เช่น ความร้อนจากไอเสียเครื่องยนต์
3.3 พลังงานที่เป็นผลพลอยได้ เช่น พลังงานกลซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการปรับลดความดันของก๊าซธรรมชาติ
ทั้งนี้ ไม่รวมถึงการใช้พลังงานสิ้นเปลืองที่ใช้แล้วหมดไปมาผลิตไฟฟ้าโดยตรง 3. ประเภทของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
Firm หมายถึง การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป และมีการจ่ายค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment)
Non-Firm หมายถึง การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าไม่เกิน 5 ปี และจะได้รับเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)
เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมีดังนี้
1. กฟผ. เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าแต่เพียงผู้เดียว
2. กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่มีลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้าตามข้อ ค.
3. ปริมาณพลังไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กแต่ละรายที่จ่ายเข้าระบบของการไฟฟ้าจะต้องไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ ณ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยการไฟฟ้าจะคำนึงถึงความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้
4. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (ตามที่กฎหมายกำหนด) โดยต้องนำผลมาแสดงกับ กฟผ. ล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 5 วันทำการ ก่อนวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5. กฟผ. สงวนสิทธิเป็นผู้กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเข้าระบบจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
6. การไฟฟ้าเป็นผู้ปฏิบัติต่ออุปกรณ์ตัดตอนที่เชื่อมต่อกับการไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และสงวนสิทธิที่จะมอบหมายให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเป็นผู้ปฏิบัติเองก็ได้ ซึ่งในกรณีหลังผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะต้องปฏิบัติการต่ออุปกรณ์ตัดตอนที่เชื่อมต่อกับการไฟฟ้าตามคำสั่งการ (Switching Order) ของการไฟฟ้าที่รับผิดชอบโดยเคร่งครัด ทั้งนี้เพื่อความปลอดภัยของผู้ปฏิบัติงานของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและการไฟฟ้า
7. เพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้า การไฟฟ้ามีสิทธิตรวจสอบ และ/หรือขอให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตรวจสอบ แก้ไข ปรับปรุงอุปกรณ์การจ่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่เกี่ยวข้องกับระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าเมื่อใดก็ได้ตามความจำเป็น
8. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะต้องทำสัญญาซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า ในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของกำลังการผลิตติดตั้งหักด้วยปริมาณพลังไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบของการไฟฟ้า
9. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะต้องกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาที่จะจ่ายให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาที่มีระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 20 ปี ถึง 25 ปี
10. กฟผ. จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กในปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละแปดสิบ (80%) ของความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กในรอบหนึ่งปี ยกเว้นกรณีที่เกิดเหตุสุดวิสัยจากการไฟฟ้า
11. หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมีความประสงค์จะจ่ายไฟฟ้าโดยเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า (Tie Bus) กับโรงไฟฟ้าที่อยู่นอกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กฟผ. จะพิจารณาให้มีการเชื่อมต่อกันได้โดยผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กต้องติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมและปฏิบัติตามเงื่อนไขที่ กฟผ. กำหนด
5. หลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า
1. หลักการกำหนดค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment)
กำหนดจากค่าลงทุนของโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Capacity Cost) จากการที่รับซื้อพลังไฟฟ้า จากผู้ผลิตรายเล็ก
ระยะเวลาของสัญญา ค่าพลังไฟฟ้า
ไม่เกิน 5 ปี ไม่มีค่าพลังไฟฟ้า
มากกว่า 5 ปี ถึง 25 ปี เท่ากับค่าลงทุนที่หลีกเลี่ยงได้ในอนาคตจากการซื้อไฟฟ้าจาก
ผู้ผลิตรายเล็กและจำหน่ายไฟฟ้าตามระยะเวลาของสัญญา
2. หลักการกำหนดค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)
กำหนดจากค่าเชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้า ค่าดำเนินการ ค่าบำรุงรักษา และค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้า ที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Energy Cost) จากการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า ของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
3. ค่าการประหยัดการใช้เชื้อเพลิง (Fuel Saving : FS)
กำหนดจากประโยชน์ที่ได้รับจากการประหยัดเชื้อเพลิงที่ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กสามารถประหยัดได้จากการผลิตพลังงานความร้อนและพลังงานไฟฟ้าร่วมกันโดยใช้ระบบ Cogeneration
4. ค่าการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Promotion : REP)
เป็นค่าการส่งเสริมสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้เชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน
125.25.xx.xx
