เล่ม 3 (4) เรื่องที่คณะกรรมาธิการพิจารณาเสร็จแล้ว

~๘~ (๒) นายพรี ศุษม์ ธีรโกเมน กร ร มการสมาคมบริษัทจัด การ พลงั งานไทย จากดั (๓) นางสาวศิณพา กาญจนระวีกุล เจา้ หนา้ ท่ี ๓. ผลการพิจารณาศกึ ษา คณะอนุกรรมาธิการได้จัดทารายงานผลการพิจารณาศึกษา เรื่อง การปรับโครงสร้าง ราคาไฟฟา้ ปรากฏผลการพจิ ารณาศกึ ษา ซง่ึ สรปุ ไดด้ งั นี้ ๓.๑ แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2018) ฉบับปรับปรุง คร้ังท่ี ๑ แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. ๒๕๖๑-๒๕๘๐ ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ ๑ เป็นแผนแม่บทในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยว่าด้วยการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในระยะ ยาว ๑๕–๒๐ ปี เพื่อสร้างความมั่นคงและเพียงพอของกาลังการผลิตไฟฟ้าโดยคานึงถึงนโยบาย พลังงานของประเทศและปัจจัยต่าง ๆ ทั้งด้านเศรษฐกจิ สังคม และส่ิงแวดล้อม ซ่ึงแผนพัฒนากาลัง ผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยดังกล่าวประกอบด้วยแผนแมบ่ ทด้านพลงั งานอนื่ ๆ จานวน ๔ แผน ดงั นี้ ๑) แผนพฒั นาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลอื ก พ.ศ. ๒๕๖๑-๒๕๘๐ (AEDP 2018) ๒) แผนอนรุ ักษพ์ ลงั งาน พ.ศ. ๒๕๖๑-๒๕๘๐ (EEP 2018) ๓) แผนบริหารจัดการกา๊ ซธรรมชาติ พ.ศ. ๒๕๖๑-๒๕๘๐ (Gas Plan 2018) ๔) แผนรองรับวกิ ฤตการณ์ด้านน้ามันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตรก์ องทุนนา้ มนั เช้อื เพลงิ พ.ศ. ๒๕๖๓ – ๒๕๖๗ ภาพที่ ๑ แผนพัฒนากาลงั ผลติ ไฟฟา้ ของประเทศไทยดงั กล่าวประกอบดว้ ยแผนแม่บท ดา้ นพลังงานอื่น ๆ การปรับปรุงแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยดังกล่าว ได้มี การพิจารณาถึงเง่ือนไขการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักรายภูมิภาคตามแผน PDP2018 ในการรักษา

~๙~ ความม่ันคงของระบบไฟฟ้าในแต่ละภาค ซึ่งได้คานึงถึงการใช้ศักยภาพเชื้อเพลิงและโครงสร้าง พ้ืนฐานท่มี ีอยูใ่ นแตล่ ะภาค ลดการลงทนุ เพิ่มเตมิ มีการกาหนดปรมิ าณช่องวา่ งสาหรบั การผลติ ไฟฟา้ จากเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ ๆ ในอนาคตอย่างเหมาะสม โดยคานึงถึงความเสี่ยงที่จะเกิด จาก Disruption Technology รักษาระดับกาลังผลิตไฟฟ้าในระบบหลักไม่ให้ลดน้อยลงกว่าเดิม แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ ฉบับปรับปรุงคร้ังท่ี ๑ จะมี กาลังผลิตไฟฟ้าในระบบ ๓ การไฟฟ้าในปลายปี ๒๕๘๐ จานวน ๗๗,๒๑๑ เมกะวัตต์ ประกอบด้วย กาลังผลิตไฟฟ้า ณ ส้ินปี ๒๕๖๐ เท่ากับ ๔๖,๐๙๐ เมกะวัตต์ โดยเป็นกาลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่ จานวน ๕๖,๔๓๑ เมกะวัตต์ และมีการปลดกาลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วงปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ จานวน ๒๕,๓๑๐ เมกะวัตต์ กาลงั การผลิตไฟฟา้ ในชว่ งปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ - กาลงั ผลติ ไฟฟา้ ณ ธันวาคม ๒๕๖๐ ๔๖,๐๙๐ เมกะวัตต์ - กาลังผลติ ไฟฟา้ ใหม่ ในชว่ งปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ ๕๖,๔๓๑ เมกะวตั ต์ - กาลังผลติ ไฟฟา้ ทป่ี ลดออกจากระบบ ในชว่ งปี ๒๕๖๑-๒๕๘๐ -๒๕,๓๑๐ เมกะวตั ต์ - รวมกาลงั ผลติ ไฟฟา้ ทั้งสนิ้ ณ สิน้ ปี ๒๕๘๐ ๗๗,๒๑๑เมกะวตั ต์ กาลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ เท่ากับ ๕๖,๔๓๑ เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟา้ ดงั นี้ - โรงไฟฟ้าพลังงานหมนุ เวยี น ๑๘,๘๓๓เมกะวตั ต์ - โรงไฟฟา้ ชุมชน ๑,๙๓๓ เมกะวตั ต์ - โรงไฟฟ้าพลงั น้าแบบสบู กลบั ๕๐๐ เมกะวัตต์ - โรงไฟฟ้าโคเจนเนอเรชน่ั ๒,๑๑๒ เมกะวตั ต์ - โรงไฟฟา้ พลงั ความร้อนรว่ ม ๑๕,๐๙๖เมกะวตั ต์ - โรงไฟฟา้ ถา่ นหนิ /ลกิ ไนต์ ๑,๒๐๐ เมกะวัตต์ - ซื้อไฟฟ้าตา่ งประเทศ ๕,๘๕๗ เมกะวตั ต์ - โรงไฟฟ้าใหม/่ ทดแทน ๖,๙๐๐ เมกะวตั ต์ - มาตรการอนรุ กั ษ์พลงั งาน ๔,๐๐๐ เมกะวัตต์ รวม ๕๖,๔๓๑เมกะวัตต์ การจัดทาแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ ฉบับปรับปรุงครั้งที่ ๑ ได้ให้ความสาคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาคให้ครอบคลุม ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจาหน่ายไฟฟ้า สอดคล้องกับประมาณการความต้องการ ไฟฟ้าซงึ่ ได้มกี ารจดั หาใหม่ให้สอดรับกับการเตบิ โตทางเศรษฐกจิ ของประเทศ ดงั น้ี การพิจารณาความม่ันคงของระบบไฟฟ้าในภาคเหนือ ความต้องการไฟฟ้าของ ภาคเหนือเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ ๓.๓ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จะมีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด เท่ากับ ๖,๐๓๓ เมกะวัตต์ จึงมีความจาเปน็ ต้องพัฒนาโรงไฟฟ้าเพ่ิมเตมิ เพ่ือเสริมความม่ันคงระบบ

~ ๑๐ ~ ไฟฟ้าในช่วงปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทนเครื่องที่ ๘ - ๙ กาลังผลิตไฟฟ้า ตามสัญญา ๖๐๐ เมกะวัตต์ โดย ณ สิ้นปี ๒๕๘๐ ภาคเหนือจะมีกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมท้งั สิน้ ๙,๓๗๙ เมกะวตั ต์ แบง่ ตามประเภทผผู้ ลติ ไฟฟ้า ดังนี้ - โรงไฟฟา้ ของ กฟผ. ๓,๘๙๕ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๔๒ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายเลก็ ๕๖๗ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๖ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ มาก ๒,๗๘๗ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๓๐ - โรงไฟฟา้ ชมุ ชน ๒๓๒ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๒ - รับซอ้ื ไฟฟา้ จากตา่ งประเทศ ๑,๔๗๓ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๑๖ - มาตรการอนรุ ักษพ์ ลงั งาน ๔๒๕ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๕ รวมทง้ั ส้นิ ๙,๓๗๙ เมกะวัตต์ ก า ร พิ จ า ร ณ า ค ว า ม ม่ั น ค ง ข อ ง ร ะ บ บ ไ ฟ ฟ้ า ใ น ภ า ค ต ะ วั น อ อ ก เ ฉี ย ง เ ห นื อ ความต้องการไฟฟ้าของภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพ่ิมข้ึนเฉลี่ยร้อยละ ๓.๗ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จะมีความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเท่ากับ ๘,๓๓๕ เมกะวัตต์ จึงมีความจาเป็นต้องพัฒนา โรงไฟฟ้าเพิม่ เติมเพือ่ เสรมิ ความมั่นคงระบบไฟฟา้ ในชว่ งปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้า น้าพองทดแทน ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๖๕๐ เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑,๔๐๐ เมกะวัตต์ และรัฐซ้ือไฟฟ้าจากต่างประเทศกาลัง ผลิตไฟฟ้าตามสัญญารวม ๓,๕๐๐ เมกะวัตต์ โดยส้ินปี ๒๕๘๐ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือจะมีกาลัง ผลติ ไฟฟ้าตามสัญญารวมทัง้ ส้นิ ๑๖,๓๐๒ เมกะวัตต์ แบง่ ตามประเภทผูผ้ ลติ ไฟฟา้ ดงั นี้ - โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ๒,๐๔๓ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๑๒ - โรงไฟฟ้าใหม่ ๑,๔๐๐ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๘ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ ๑,๕๐๐ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๙ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ มาก ๓,๖๕๙ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๒๖ - โรงไฟฟา้ ชุมชน ๒๒๕ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๑ - รบั ซอื้ ไฟฟา้ จากต่างประเทศ ๖,๘๘๘ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๔๒ - มาตรการอนรุ ักษ์พลังงาน ๕๘๗ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๔ รวมทงั้ ส้ิน ๑๖,๓๐๒ เมกะวัตต์ การพจิ ารณาความมน่ั คงของระบบไฟฟา้ ในภาคกลางตอนบน ความต้องการไฟฟ้าของ ภาคกลางตอนบน เพิ่มข้ึนเฉลี่ยร้อยละ ๓.๘ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จะมีความต้องการไฟฟ้า สูงสุดเท่ากบั ๕,๙๐๘ เมกะวัตต์ จงึ มคี วามจาเป็นต้องพัฒนาโรงไฟฟา้ เพ่ิมเติมเพ่ือเสริมความม่ันคงระบบ ไฟฟ้าในช่วงปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑,๔๐๐ เมกะวัตต์ โดย ณ ส้ินปี ๒๕๘๐ ภาคกลางตอนบนจะมีกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญารวมทั้งสิ้น ๙,๔๕๑ เมกะวตั ต์ แบ่งตามประเภทผผู้ ลติ ไฟฟ้า ดงั น้ี - โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ๗๖๘ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๘ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายใหญ่ ๓,๒๐๐ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๓๔

~ ๑๑ ~ - โรงไฟฟ้าใหม่ ๑,๔๐๐ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๑๕ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายเลก็ ๑,๗๙๕ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๑๙ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายเลก็ มาก ๑,๔๑๗ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๑๕ - โรงไฟฟ้าชมุ ชน ๔๕๕ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๕ - มาตรการอนรุ กั ษพ์ ลังงาน ๔๑๖ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๔ ๙,๔๕๑ เมกะวัตต์ รวมทงั้ สนิ้ การพิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคตะวันออก ความต้องการไฟฟ้า ของภาคตะวันออก เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ ๓.๕ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จะมีความต้องการ ไฟฟ้าสูงสุดเท่ากับ ๑๐,๐๓๓ เมกะวัตต์ จึงมีความจาเป็นต้องพัฒนาโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมเพ่ือเสริม ความม่ันคงระบบไฟฟ้าในช่วงปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าใหม่มีขนาดกาลังผลิต ไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑,๗๐๐ เมกะวัตต์ โดย ณ ส้ินปี ๒๕๘๐ ภาคตะวันออกจะมีกาลังผลิต ไฟฟา้ ตามสัญญารวมทั้งสิ้น ๑๔,๖๕๓ เมกะวัตต์ แบง่ ตามประเภทผูผ้ ลิตไฟฟ้า ดงั น้ี - โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ๑,๓๘๖ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๙ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายใหญ่ ๕,๕๔๐ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๓๘ - โรงไฟฟ้าใหม่ ๑,๗๐๐ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๑๒ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ ๒,๙๑๓ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๒๐ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายเลก็ มาก ๒,๑๙๐ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๑๕ - โรงไฟฟา้ ชมุ ชน ๒๑๖ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๑ - มาตรการอนรุ กั ษ์พลงั งาน ๗๐๖ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๕ รวมทงั้ สิน้ ๑๔,๖๕๓ เมกะวตั ต์ การพิจารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคตะวันตก ความตอ้ งการไฟฟา้ ของ ภาคตะวันตก เพิ่มขึ้นเฉล่ียร้อยละ ๓.๔ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จะมีความต้องการไฟฟ้า สูงสุดเท่ากับ ๖,๒๑๔ เมกะวัตต์ จึงมีความจาเป็นต้องพัฒนาโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมเพ่ือเสริมความม่ันคง ระบบไฟฟ้าในช่วงปี ๒๕๖๗ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าทดแทนมีขนาดกาลังผลิตไฟฟ้า ตามสัญญา จานวน ๗๐๐ เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๗๐๐ เมกะวัตต์ โดย ณ สนิ้ ปี ๒๕๘๐ ภาคตะวนั ตกจะมีกาลังผลิตไฟฟ้าตามสญั ญารวมทง้ั สน้ิ ๗,๕๘๑ เมกะวัตต์ แบง่ ตามประเภทผ้ผู ลิตไฟฟ้า ดงั น้ี - โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ๒,๑๓๕ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๒๘ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ๑,๔๐๐ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๑๘ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ ๖๖๐ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๙ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ มาก ๒,๔๓๖ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๓๒ - โรงไฟฟ้าชมุ ชน ๕๑๓ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๗ - มาตรการอนรุ ักษ์พลงั งาน ๔๓๗ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๖ รวมทงั้ สนิ้ ๗,๕๘๑ เมกะวตั ต์

~ ๑๒ ~ การพจิ ารณาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคใต้ ความต้องการไฟฟ้าของภาคใต้ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ ๓.๓ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จะมีความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเท่ากับ ๕,๒๖๔ เมกะวัตต์ จึงมีความจาเป็นต้องพัฒนาโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อเสริมความม่ันคงระบบไฟฟ้า ในช่วงปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑,๔๐๐ เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑,๗๐๐ เมกะวัตต์ โดย ณ ส้ินปี ๒๕๘๐ ภาคใต้จะมีกาลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญารวมท้ังส้ิน ๘,๖๖๒ เมกะวัตต์ แบ่งตามประเภทผผู้ ลิตไฟฟา้ ดังนี้ - โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ๒,๘๓๘ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๓๓ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายใหญ่ ๙๓๐ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๑๑ - โรงไฟฟา้ ใหม่ ๑,๗๐๐ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๒๐ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ ๒๘๕ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๓ - โรงไฟฟ้าเอกชนรายเลก็ มาก ๑,๙๖๕ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๒๓ - โรงไฟฟา้ ชมุ ชน ๒๗๔ เมกะวตั ต์ รอ้ ยละ ๓ - รับซอื้ ไฟฟ้าจากตา่ งประเทศ ๓๐๐ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๓ - มาตรการอนรุ กั ษ์พลงั งาน ๓๗๑ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๔ รวมทงั้ สนิ้ ๘,๖๖๒ เมกะวัตต์ การพจิ ารณาความมัน่ คงของระบบไฟฟา้ ในเขตนครหลวง ความต้องการไฟฟา้ ของ เขตนครหลวง เพ่ิมขึ้นเฉลี่ยร้อยละ ๑.๙ ต่อปี ณ ปลายแผน (ปี ๒๕๘๐) จึงจะมีความต้องการไฟฟา้ สูงสุดเท่ากับ ๑๕,๐๓๗ เมกะวัตต์ อีกท้ังเขตนครหลวงยังเป็นศูนย์กลางการใช้ไฟฟ้าของประเทศ (Load Center) จึงมีความจาเป็นต้องพัฒนาโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมเพ่ือเสริมความม่ันคงระบบไฟฟ้า ในพ้ืนที่ช่วงปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพ่ิมมีขนาดกาลังผลติ ไฟฟ้า ตามสัญญา จานวน ๒,๑๐๐ เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าพระนครเหนือส่วนเพิ่ม ขนาดกาลังผลิต ไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑,๔๐๐ เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกาลังผลิตไฟฟ้า ตามสัญญา จานวน ๗๐๐ เมกะวัตต์ โดย ณ ส้ินปี ๒๕๘๐ เขตนครหลวงจะมีกาลังผลิตไฟฟ้า ตามสัญญารวมทั้งส้ิน ๑๑,๑๘๓ เมกะวตั ต์ แบ่งตามประเภทผู้ผลติ ไฟฟา้ ดงั น้ี - โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ๕,๕๔๘ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๔๘ - โรงไฟฟา้ ใหม่ ๗๐๐ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๖ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายเลก็ ๙๔๓ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๘ - โรงไฟฟา้ เอกชนรายเลก็ มาก ๒,๙๑๗ เมกะวัตต์ ร้อยละ ๒๘ - โรงไฟฟ้าชมุ ชน ๑๗ เมกะวัตต์ รอ้ ยละ ๐ - มาตรการอนรุ กั ษ์พลงั งาน ๑,๐๕๘ เมกะวตั ต์ ร้อยละ ๑๐ รวมทง้ั ส้ิน ๑๑,๑๘๓ เมกะวตั ต์ ในส่วนของหลกั การและสมมติฐานในการปรับปรุงแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟา้ ของ ประเทศไทยน้ัน ได้ใช้หลักการเดิมในแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. ๒๕๖๘ -

~ ๑๓ ~ ๒๕๘๐ (PDP2018) โดยได้มีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐและ สถานการณ์ที่มีการเปลี่ยนแปลงที่อาจเกิดขึ้น ซ่ึงมีแนวทางในการปรับแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย ดงั นี้ ๑) การปรับแผนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ได้กาหนดเป้าหมายในการรับซื้อ ไฟฟา้ จากโรงไฟฟา้ พลงั งานหมุนเวยี นใหม่ ในบางประเภทเชื้อเพลิงให้คงเปา้ หมายรวมเทา่ เดิม จานวน ๑๘,๖๙๖ เมกะวัตต์ โดยมีการปรับลดเป้าหมายในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในภาพรวม มีการปรับเพิ่มเป้าหมายในการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้าขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย จานวน ๖๙ เมกะวัตต์ ใน ๒๔ โครงการ ตารางที่ ๑ แสดงโรงไฟฟ้าพลังงานหมนุ เวียนใหม่ ตามแผน AEDP (ในช่วงปี ๒๕๖๘ - ๒๕๘๐) พลงั งานหมนุ เวยี น PDP2018 PDP2018 ฉบบั ปรับปรุงครง้ั ที่ ๑ ๑) โครงการโรงไฟฟา้ ตามนโยบายส่งเสริมภาครฐั ๔๐๐ - โรงไฟฟ้าขยะ (ชมุ ชน) ๔๐๐ ๑๒๐ ๑,๙๓๓ - โรงไฟฟา้ ขยะ (ชุมชน) ๑๒๐ ๒,๔๕๓ - โรงไฟฟ้าชมุ ชนเพ่อื เศรษฐกจิ ฐานราก - ๘,๗๔๐ ๒,๗๘๐ รวม ๑) ๕๒๐ ๔๐๐ ๒,๗๒๕ ๒) โรงไฟฟ้าตามแผน AEDP ใหม่ ๑,๔๘๕ - พลงั งานแสงอาทติ ย์ ๑๐,๐๐๐ ๔๔ ๖๙ - โรงไฟฟ้าชวี มวล ๓,๓๗๖ ๑๖,๒๔๓ ๑๘,๖๙๖ - โรงไฟฟ้าก๊าซชวี ภาพ ๕๔๖ - พลงั งานแสงอาทิตยท์ นุ่ ลอยน้า+พลังน้า ๒,๗๒๕ - พลงั งานลม ๑,๔๘๕ - ขยะอตุ สาหกรรม ๔๔ - พลงั น้าขนาดเลก็ กฟผ. - รวม ๒) ๑๘,๑๗๖ รวมโรงไฟฟา้ พลงั งานหมุนเวียนใหม่ (๑+๒) ๑๘,๖๙๖ ๒) แนวทางการปรบั แผนโรงไฟฟ้าหลกั โดยมกี ารเปลี่ยนชนดิ เชือ้ เพลิงจากถา่ นหนิ เป็นก๊าซธรรมชาติ เพื่อเข้าระบบในเดือนพฤศจิกายน ๒๕๗๐ มีการเลื่อนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครอ่ื งท่ี ๙ จากปี ๒๕๖๕ เปลย่ี นเปน็ ปี ๒๕๖๘ เพือ่ รกั ษาความมัน่ คงระบบไฟฟ้าของพื้นท่ภี าคเหนือ ตอนบน และเล่อื นการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องท่ี ๑๒ - ๑๓ จากปี ๒๕๖๘ เปลย่ี นเปน็ ปี ๒๕๖๙ เพอื่ ลดต้นทนุ การผลิตไฟฟา้ ในภาพรวม โดยมีสัดส่วนของการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังน้ี ก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ ๕๓ พลังงานหมุนเวียน ร้อยละ ๒๑ (รวมพลังน้าขนาดใหญ่ในประเทศ)

~ ๑๔ ~ ซื้อไฟฟ้าพลังน้าจากต่างประเทศ ร้อยละ ๙ ถ่านหิน / ลิกไนต์ ร้อยละ ๑๑ การอนุรักษ์พลังงาน ร้อยละ ๖ โดยในการจัดทาแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2018 Rev. 1) ยังคงมีการกระจายเชื้อเพลิงการผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่แตกต่างจากแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทยฉบบั เดิม (PDP2018) ตารางท่ี ๒ เปรียบเทียบสดั สว่ นการผลิตไฟฟา้ แยกตามประเภทเชอื้ เพลิงระหวา่ ง แผน PDP2018 (เดมิ ) และแผน PDP2018 Rev. 1 ประเภทเช้ือเพลงิ PDP2018 PDP2018 Rev. 1 ผลต่าง ก๊าซธรรมชาติ ๕๓ ๕๓ ๐ ถา่ นหนิ /ลิกไนต์ ๑๒ ๑๑ -๑ ซื้อไฟฟา้ พลงั นา้ จากต่างประเทศ ๙ ๙ ๐ พลังงานหมนุ เวยี น (รวมพลังน้าขนาดใหญ่ ในประเทศ) ๒๐ ๒๑ +๑ นิวเคลยี ร์ การอนุรกั ษ์พลงั งาน - - - ๖ ๖ ๐ ส รุ ป แ ผ น พั ฒ น า ก า ลั ง ผ ลิ ต ไ ฟ ฟ้ า ของประเทศไทย PDP2018 Rev. 1 ได้ใหค้ วามสาคญั ใน ๓ ประเด็น ดงั นี้ ๑) ด้านความม่ันคงทางพลังงาน (Security) เพื่อให้มีความม่ันคงครอบคลุม ท้ังระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจาหน่ายไฟฟ้า รายพ้ืนที่ และตอบสนองปริมาณ ความต้องการไฟฟ้าเพ่ือรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ รวมถึงการพิจารณาโรงไฟฟ้า เพ่อื ความมนั่ คงในระดับที่เหมาะสม เพ่อื รองรบั กรณเี กิดเหตวุ ิกฤตดา้ นพลงั งาน ๒) ด้านเศรษฐกจิ (Economy) ต้องคานึงถึงตน้ ทุนการผลติ ไฟฟ้าที่เหมาะสม ส่งเสรมิ การผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทนุ ต่า เพื่อลดภาระผู้ใช้ไฟฟ้า และไม่เปน็ อุปสรรคตอ่ การพัฒนาเศรษฐกิจและสังคม ของประเทศในระยะยาว รวมถงึ การเตรียมความพรอ้ มของระบบไฟฟ้าเพ่ือให้เกิดการแขง่ ขนั ดา้ นการผลิต ไฟฟ้า ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศ การผลิตไฟฟ้าสะท้อนต้นทุน ท่ีแท้จรงิ ๓) ด้านส่ิงแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยการสนับสนุน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน และการเพ่ิมประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้า (Efficiency) ทั้งทาง ดา้ นการผลิตไฟฟา้ และดา้ นการใชไ้ ฟฟ้า ในการจัดทาแผน PDP2018 Rev. 1 ต้องสอดคล้องกับทิศทางการพัฒนา เศรษฐกิจของประเทศ ซึ่งจัดทาและประมาณการโดย สานักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคม (สศช.) ไดค้ าดการณ์วา่ จะมกี ารเติบโตทางเศรษฐกจิ ระยะยาวทคี่ า่ เฉลีย่ รอ้ ยละ ๓.๘ ต่อปี

~ ๑๕ ~ ๓.๑.๑ การพยากรณก์ ารใชไ้ ฟฟ้าของประเทศไทย การจัดทาการพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยนั้น มีการจัดทา โดยมีคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทาแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ซึ่งแต่งต้ัง โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน คณะอนุกรรมการ สาหรับการดาเนินการพยากรณ์การใชไ้ ฟฟ้าดาเนินการโดยมคี ณะทางานกลุ่มย่อย จัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า โดยมีนายเทียนไชย จงพีร์เพียร เป็นประธานคณะทางาน กลุ่มย่อย ซึ่งคณะทางานกลุ่มย่อยนี้มีหน้าท่ีในการศึกษารวบรวม และปรับปรุงข้อมูลท่ีใช้ ในการพยากรณ์และจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเสนอต่อคณะ ทางานจัดทาค่าพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้า โดยคณะทางานจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ามีผู้อานวยการสานักงาน นโยบายและแผนพลังงานเป็นประธาน คณะทางานคณะนี้มีหน้าที่ในการจัดทาค่าพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้าเพ่ือเป็นข้อมูลพ้ืนฐานในการวางแผนและกาหนดนโยบายไฟฟ้าเสนอต่อ ค ณ ะ อ นุ ก ร ร ม ก า ร พ ย า ก ร ณ์ แ ล ะ จั ด ท า แ ผ น พั ฒ น า ก า ลั ง ผ ลิ ต ไ ฟ ฟ้ า ข อ ง ป ร ะ เ ท ศ ไ ท ย เมื่อคณะอนุกรรมการคณะนพี้ ิจารณาการจัดทาการพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยเสร็จแลว้ จะเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาตอ่ ไป สาหรับการจดั ทาค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากาลงั ผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ ฉบับปรับปรุงครั้งที่ ๑ ยังคงใช้ค่าพยากรณ์ ชุดเดียวกับแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ (PDP2018) ซึ่งเป็น การจัดทากรณปี กติ (BAU) ท้ังความตอ้ งการของระบบไฟฟ้าไทยและระบบไฟฟ้าทง้ั ๓ การไฟฟา้ คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยในส่วนของ ความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทยได้มีการพิจารณาในส่วนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนท่ีผลิตไฟฟ้า เพ่อื ใช้เองโดยไมข่ ายเขา้ ระบบของการไฟฟ้าหรือจาหนา่ ยไฟฟา้ ให้ลูกคา้ ตรง (Independent Power Supply : IPS) สมมติฐานของการพยากรณ์นัน้ ประกอบด้วย ๑) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าโดยใช้แบบจาลองท่ีพัฒนา โดยมหาวทิ ยาลยั ธรรมศาสตร์ ๒) การใช้ค่าประมาณการผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (Gross Domestic Product : GDP) ในปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ จากสานกั งานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคม แหง่ ชาติ (สศช.) เป็นคา่ เฉลีย่ อยูท่ ี่ รอ้ ยละ ๓.๘ ๓) การใช้ค่าประมาณการประชากรจากสานักงานสภาพัฒนาการ เศรษฐกจิ และสงั คมแหง่ ชาติ เปน็ ค่าเฉลีย่ อยทู่ ่ี รอ้ ยละ -๐.๐๒ ๔) การพยากรณ์พลังงานไฟฟ้าสูงสุดของแต่ละประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยการนาข้อมลู การใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ตามลกั ษณะการใช้ไฟฟา้ ปี ๒๕๖๐ ๕) กาลังผลิตตามสัญญาของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก ( VSPP) ซึง่ พจิ ารณาเฉพาะโครงการทม่ี ีอยใู่ นปัจจุบัน (Existing) และโครงการท่มี พี นั ธะผกู พนั กับภาครัฐ

~ ๑๖ ~ ๖) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ของเชื้อเพลิงแตล่ ะประเภท โดยใช้ค่าประกอบการผลิตไฟฟ้า (Plant Factor) และข้อมูลการใชง้ าน ในสว่ นของการผลิตไฟฟา้ (Generation Profile) ตามลักษณะการผลติ ไฟฟ้า ปี ๒๕๕๘ - ๒๕๖๐ ๗) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของกลุ่มผู้ผลิตไฟเองใช้เอง (Independent Power Supply : IPS) เติบโตตามค่าประมาณการอัตราการขยายตัวของ ภาคอตุ สาหกรรม ๘) การจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าถึงปี ๒๕๘๐ โดยให้ สอดคล้องกับแผนยทุ ธศาสตร์ชาติ ๒๐ ปี (พ.ศ. ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐) การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้า ของ ประเทศไทย PDP2018 Rev. 1 สานักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคม (สศช.) ได้ประมาณการ แนวโน้มการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี ๒๕๖๐ - ๒๕๘๐ มีค่าเฉล่ียร้อยละ ๓.๘ ต่อปี และยังคงใช้ พยากรณช์ ดุ เดยี วกนั กับ PDP ๒๐๑๘ กาหนดใหป้ ี ๒๕๖๑ มีกาลังผลติ ไฟฟ้า จานวน ๒๙,๙๖๙ เมกะวัตต์ ปี ๒๕๗๐ มีกาลังผลิตไฟฟ้า จานวน ๔๑,๐๗๙ เมกะวัตต์ และปี ๒๕๘๐ มีกาลังผลิตไฟฟ้า จานวน ๕๓,๙๙๗ เมกะวัตต์ โดยในส่วนของการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์นั้น ได้กาหนดปริมาณ การปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ จานวน ๐.๒๗๑๔ ต่อหน่วย นอกจากนี้ ในส่วนของการกาหนด คา่ ไฟฟา้ ขายปลกี น้ัน ไดก้ าหนดราคาขายปลกี จานวน ๓.๖๓ บาทตอ่ หนว่ ย ตารางที่ ๓ แสดงการพยากรณค์ วามตอ้ งการใชไ้ ฟฟา้ ตามแผน PDP2018 Rev. 1 ปี พ.ศ. PDP2018 PDP2018 Rev. 1 Energy (GWh) Peak (MW) Energy (GWh) Peak (MW) ๒๕๖๑ ๒๐๓,๒๐๓ ๒๙,๙๖๙ ๒๐๓,๒๐๓ ๒๙,๙๖๙ ๒๕๖๕ ๒๓๖,๔๘๘ ๓๕,๒๑๓ ๒๓๖,๔๘๘ ๓๕,๒๑๓ ๒๕๗๐ ๒๗๗,๓๐๒ ๔๑,๐๗๙ ๒๗๗,๓๐๒ ๔๑,๐๗๙ ๒๕๗๕ ๓๒๐,๗๖๑ ๔๗,๓๐๓ ๓๒๐,๗๖๑ ๔๗,๓๐๓ ๒๕๘๐ ๓๖๗,๔๕๘ ๕๓,๙๙๗ ๓๖๗,๔๕๘ ๕๓,๙๙๗ ตารางที่ ๔ เปรียบเทยี บกาลงั การผลติ ไฟฟา้ แผน PDP2018 (เดมิ ) และแผน PDP2018 Rev. 1 กาลังผลติ ไฟฟ้าชว่ งปี PDP2018 PDP2018 Rev. 1 กาลงั ผลติ ไฟฟา้ สนิ้ สดุ ปี พ.ศ. ๒๕๖๐ ๔๖,๐๙๐ ๔๖,๐๙๐ กาลังผลติ ไฟฟา้ ใหม่ ช่วงปี พ.ศ. ๒๕๖๑-๒๕๘๐ ๕๖,๔๓๑ ๕๖,๔๓๑ กาลังผลติ ไฟฟ้าทีป่ ลอดแกจากระบบ ชว่ งปี พ.ศ. ๒๕๖๑-๒๕๘๐ -๒๕,๓๑๐ -๒๕,๓๑๐ รวมกาลังผลติ ไฟฟา้ ท้ังสนิ้ ถงึ ปี พ.ศ. ๒๕๘๐ ๗๗,๒๑๑ ๗๗,๒๑๑

~ ๑๗ ~ ภาพท่ี ๒ เปรยี บเทียบการปลอ่ ยก๊าซคารบ์ อนไดออกไซดต์ ามแผน PDP2018 (เดิม) และ PDP2018 Rev. 1 ภาพที่ ๓ เปรียบเทยี บกาหนดคา่ ไฟฟา้ ขายปลีกตามแผน PDP2018 (เดิม) และ PDP2018 Rev. 1 การจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารายภาค มีสมมติฐาน ในการจัดทา ดงั น้ี ๑) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเริ่มจากการพยากรณ์ความต้องการ ไฟฟ้ารายสถานีไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ๒) แนวโน้มค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารายภาคสอดคล้องกับ แนวโนม้ ของสถติ ิความต้องการใชไ้ ฟฟา้ รายภาค ๓) การนาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศมาเป็นกรอบ การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้ารายภาค ๔) สถิติพลังไฟฟ้าสูงสุดของภาคกลางตอนบน ภาคกลางตะวันออก ภาคกลางตะวันตก ของระบบทั้ง ๓ การไฟฟ้า ซ่ึงคานวณจากสถิติของระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย

~ ๑๘ ~ ๕) ค่าพยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุดของระบบทั้ง ๓ การไฟฟ้า สาหรับ ภาคกลางตอนบน ภาคกลางตะวันออก ภาคกลางตะวันตก โดยกาหนดให้มีอัตราการเติบโตเท่ากับ ภาคกลาง ๖) การจัดทาเฉพาะค่าพยากรณพ์ ลังไฟฟ้าสงู สุดของระบบทั้ง ๓ การไฟฟา้ การดาเนินการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในปัจจุบัน สานักงานนโยบายและแผนพลังงานได้รับเงินจัดสรรจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพ่ือการส่งเสริมการใช้ พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีท่ีใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อส่ิงแวดล้อมน้อย ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ๒๕๕๐ มาตรา ๙๗ (๔) เพ่ือดาเนินการ จา้ งทีป่ รกึ ษาโครงการสารวจและปรับปรงุ การพยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟ้าในระยะยาวเพือ่ ใหร้ องรบั ความตอ้ งการไฟฟ้าที่เกดิ ข้นึ จากเทคโนโลยีเปลี่ยนโลกพลงั งาน (Disruptive Technology) สาหรับวตั ถุประสงค์ในการดาเนินการน้ัน เพ่ือเป็นการสารวจการใชไ้ ฟฟา้ ในครัวเรือนท่ีอยู่อาศัยและปรับปรุงแบบจาลองการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เพ่ือให้รองรับ ความต้องการไฟฟ้าทเ่ี กิดขน้ึ จากเทคโนโลยเี ปลี่ยนโลกพลังงานและครอบคลุมถึงความตอ้ งการไฟฟา้ ในระดับรายภาค โดยมีสถาบนั บณั ฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ (นิด้า) เป็นท่ีปรึกษาโครงการมีระยะเวลา ดาเนินการ ๑๒ เดือน ต้ังแต่วันท่ี ๒๕ สิงหาคม ๒๕๖๓ - ๒๔ สิงหาคม ๒๕๖๔ งบประมาณการจ้าง จานวน ๑๕,๐๐๐,๐๐๐.๐๐ บาท ๓.๑.๒ แผนพฒั นาระบบสง่ ไฟฟ้า แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ ฉบับปรับปรุงคร้ังที่ ๑ (PDP2018 Rev. 1) เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศ ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ เพื่อรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ โ ดยมีกรอบ ระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ชาติ ๒๐ ปี (พ.ศ. ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐) การพัฒนา กาลังผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพในแต่ละภูมิภาค นอกจากนี้ ยังคานึงถึงความเชื่อมโยงระหว่างการลงทุนในการผลิตไฟฟ้า ความมั่งคงของระบบส่งไฟฟ้าให้มี ประสทิ ธภิ าพสูงสุดและคงไว้ซงึ่ ความม่ันคง โ ค ร ง ก า ร แ ล ะ แ ผ น ง า น พั ฒ น า ร ะ บ บ ส่ ง ไ ฟ ฟ้ า ที่ ก า ร ไ ฟ ฟ้ า ฝ่ า ย ผ ลิ ต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดาเนินการตามแผน PDP ๒๐๑๘ ประกอบด้วย โครงการต่าง ๆ ดงั นี้ ๑) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือสนองความต้องการใช้ไฟฟ้า ที่เพ่ิมข้นึ ๒) โครงการพฒั นาระบบสง่ ไฟฟา้ เพื่อเสริมความม่ันคงระบบไฟฟา้ ๓) โครงการปรบั ปรงุ และขยายระบบส่งไฟฟ้าท่ีเสอื่ มสภาพตามอายกุ ารใช้งาน ๔) โครงการระบบสง่ ไฟฟ้าเพ่ือรองรบั การเช่อื มตอ่ โรงไฟฟ้า ๕) โครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid)

~ ๑๙ ~ ๖) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าสมารท์ กรดิ ของประเทศ (Smart Grid) ซงึ่ โครงการพัฒนาระบบส่งทง้ั หมดน้ี ประกอบดว้ ยโครงการต่าง ๆ ดังนี้ ๑) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือสนองความต้องการใช้ไฟฟ้า ทเี่ พ่มิ ขนึ้ ๑.๑) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะตา่ ง ๆ เป็นโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในพื้นท่ีกรุงเทพมหานคร นนทบุรี และสมุทรปราการ (กรุงเทพฯ และปริมณฑล) ซ่ึงจะดาเนินการเป็นระยะ ๆ ตามปริมาณ ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มข้ึน โดยปัจจุบันการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ระหว่าง ดาเนินโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะท่ี ๓ ประกอบด้วย การก่อสร้างสถานีไฟฟ้าแรงสูงแห่งใหม่ เพื่อเป็นจุดจ่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สาหรับรองรับความต้องการไฟฟ้าท่ีเพ่ิมขึ้น การขยาย / ปรับปรุงสถานีไฟฟ้าแรงเดิมแห่งเดิม เพื่อรองรับการเปล่ียนแรงดันในการจ่ายไฟฟ้าจากระบบ ๒๓๐ กิโลโวลต์ (kV) เป็น ๕๐๐ กิโลโวลต์ ซ่ึง ๒๓๐ กิโลโวลต์ (kV) จะเป็นการเพิ่มความสามารถในการจ่ายไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และ ปริมณฑลได้มากขน้ึ ใหม้ คี วามมัน่ คงและความเชื่อถอื ไดส้ งู ขน้ึ และช่วยการสนบั สนนุ การขยายระบบ จาหนา่ ยไฟฟ้าของ กฟน. ออกไปยังพนื้ ทตี่ ่าง ๆ ไดอ้ ย่างมีประสิทธิภาพ โครงการน้มี กี าหนดแล้วเสรจ็ ประมาณปี ๒๕๖๔ ๑.๒) โครงการขยายระบบส่งไฟฟา้ ระยะตา่ ง ๆ เป็นโครงการขยาย / ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าในเขตภูมิภาค เพ่ือสนองความต้องการไฟฟ้าท่ีเพ่ิมข้ึนทั่วประเทศ (ยกเว้นเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล) และรักษา ระดับความม่ันคงเช่ือถือได้ของการจ่ายไฟฟ้า นอกจากน้ียังช่วยสนับสนุนการขยายระบบจาหน่าย ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ไปยังพ้ืนท่ีต่าง ๆ ได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีการดาเนินการ เป็นระยะ ๆ ตามความต้องการไฟฟ้าท่ีเพิ่มข้ึน ปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างการดาเนินโครงการขยาย ระบบส่งไฟฟ้า ระยะที่ ๑๒ (Transmission System Expansion Project No. ๑๒, TS. ๑๒) ซ่ึงมี กาหนดแลว้ เสร็จทั้งโครงการในปี ๒๕๖๖ ๑.๓) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าเพ่ือรองรับการจัดต้ังเขตเศรษฐกิจ พิเศษ ระยะท่ี ๑ เป็นโครงการขยาย / ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า เพื่อเตรียม ความพร้อมรองรับด้านไฟฟ้าต่อการพัฒนาพื้นท่ีให้เป็นเขตเศรษฐกิจพิเศษระยะที่ ๑ ประกอบด้วย ๖ พ้ืนท่ีจังหวัดชายแดน ได้แก่ ๑) อาเภอแม่สอด จังหวัดตาก ๒) อาเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร ๓) อาเภอเมือง จังหวัดหนองคาย ๔) อาเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว ๕) อาเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และ ๖) อาเภอสะเดา จังหวัดสงขลา ตามนโยบายรัฐบาลเพื่อให้สอดคล้องกบั นโยบาย และแผนพฒั นาเขตเศรษฐกิจพเิ ศษของภาครฐั

~ ๒๐ ~ ๑.๔) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตเศรษฐกิจ พิเศษ ระยะท่ี ๒ เป็นโครงการขยาย/ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า เพื่อเตรียม ความพร้อมรองรับด้านไฟฟ้าต่อการพัฒนาพ้ืนท่ีให้เป็นเขตเศรษฐกิจพิเศษระยะที่ ๒ ประกอบด้วย ๔ พื้นท่ีจังหวัดชายแดน ได้แก่ จังหวัดนราธิวาส จังหวัดเชียงราย จังหวัดนครพนม และจังหวัด กาญจนบุรี ตามนโยบายรัฐบาลเพื่อใหส้ อดคล้องกับนโยบายและแผนการพัฒนาเขตเศรษฐกจิ พิเศษ ของภาครัฐ ๑.๕) โครงการพัฒนาระบบเคเบิ้ลใต้ทะเลไปยังอาเภอเกาะสมุย จังหวดั สรุ าษฎร์ธานี เพื่อเสรมิ ความมน่ั คงระบบไฟฟ้า เ ป็ น โ ค ร ง ก า ร พั ฒ น า ร ะ บ บ เ ค เ บ้ิ ล ใ ต้ ท ะ เ ล ไ ป ยั ง อ า เ ภ อ เกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี ซึ่งมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นการเพิ่มขีดความสามารถของการส่ง กาลังไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าบริเวณอาเภอเกาะสมุย และบริเวณใกล้เคียง โดยการก่อสร้าง สายเคเบิ้ลใต้ทะเล (Submarine Cable) ระดับแรงดัน ๒๓๐ กิโลโวลต์ และ / หรือระดับแรงดัน ที่เหมาะสมเพิ่มเติมจากสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. อาเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช ไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงเกาะสมุย (เป็นสถานีไฟฟ้าแรงสูงแห่งใหม่ของ กฟผ.) เนื่องจากปัจจุบัน สายเคเบิ้ลใต้ทะเลของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ไปยังเกาะสมุยเป็นสายเคเบิ้ลใต้ทะเล ที่ระดับแรงดัน จานวน ๑๑๕ กิโลโวลต์ และจานวน ๓๓ กิโลโวลต์ ซ่ึงมีอายุการใช้งานมานาน ไมส่ ามารถจา่ ยไฟฟ้าเต็มความสามารถของสายเคเบ้ลิ และเกิดการชารุดบอ่ ยครั้ง ๑.๖) โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรองรับโครงการเพิ่มปริมาณน้า ตน้ ทนุ ใหเ้ ขือ่ นภมู พิ ล เป็นโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือจ่ายไฟฟ้าให้แกโ่ ครงการ เพ่ิมปรมิ าณน้าต้นทุนใหเ้ ขือ่ นภมู ิพล มีกาหนดแล้วเสร็จ ประมาณปี ๒๕๗๐ ๒) โครงการพัฒนาระบบสง่ ไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟา้ ๒.๑) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออก เพ่ือเสริมความม่นั คงระบบไฟฟ้า เป็นโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกของ กฟผ. เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยการก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า จานวน ๕๐๐ กิโลโวลต์ และ จานวน ๒๓๐ กิโลโวลต์ ๒.๒) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและ ภาคใต้ เพอื่ เสรมิ ความมนั่ คงระบบไฟฟ้า เป็นโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. บริเวณ ภาคตะวันตกและภาคใต้ เพ่ือเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยการก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า จานวน ๕๐๐ กิโลโวลต์ พร้อมทั้งปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า จานวน ๒๓๐ กิโลโวลต์ เพ่ิมเติมให้ครอบคลุม การจา่ ยไฟฟ้าในพ้ืนท่ภี าคใตจ้ นถึงจังหวดั ภเู ก็ตในระยะยาว

~ ๒๑ ~ ๒.๓) โครงการปรบั ปรงุ ระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวนั ออกเฉยี งเหนือ ภาคเหนอื ตอนลา่ ง ภาคกลาง และกรงุ เทพมหานคร เพื่อเสรมิ ความมน่ั คงระบบไฟฟา้ เพ่ือเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนอื ภาคเหนือตอนล่าง และภาคกลาง ในระยะยาว และเพิ่มศักยภาพของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับ การเชื่อมต่อของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน รองรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าอาเซียน (ASEAN Power Grid, APG) และรองรับการซอื้ ไฟฟา้ จากประเทศเพ่อื นบา้ น ประกอบดว้ ยงานกอ่ สรา้ งระบบสง่ ไฟฟ้า จานวน ๕๐๐ กิโลโวลต์ และจานวน ๒๓๐ กิโลโวลต์ ซ่ึงเป็นการพัฒนาก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าหลัก Main Grid เพื่อเสริมสร้างความมัน่ คงของระบบไฟฟา้ ๒.๔) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคเหนือตอนบน เพอ่ื เสรมิ ความม่ันคงระบบไฟฟา้ เพื่อพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าหลัก Main Grid ระดับแรงดัน จานวน ๕๐๐ กิโลโวลต์ และจานวน ๒๓๐ กิโลโวลต์ บริเวณภาคเหนือตอนบน เพ่ือให้สามารถ สง่ พลังไฟฟ้าไปยงั บรเิ วณจังหวดั เชียงใหม่ และจังหวัดลาพูน ได้เพมิ่ ข้นึ ๒.๕) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคใต้ตอนล่าง เพอ่ื เสริมความมนั่ คงระบบไฟฟ้า เป็นโครงการส่วนตอ่ ขยายจากโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า บริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยการก่อสร้างสายส่งระดับ แรงดัน จานวน ๕๐๐ กิโลโวลต์ พรอ้ มทง้ั ปรบั ปรุงระบบสง่ ไฟฟา้ จานวน ๒๓๐ กิโลโวลต์จากบริเวณ จังหวัดสุราษฎร์ธานีต่อไปยังจังหวัดสงขลา เพื่อให้ครอบคลุมการจ่ายไฟฟ้าให้พ้ืนที่ภาคใต้ ในระยะยาว ๒.๖) โครงการเช่ือมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้ารองรับเส้นทางระเบียง เศรษฐกจิ แนวตะวันออก - ตะวันตก (East-West Economic Corridor) เป็นโครงการเสริมสร้างความเช่ือมโยงแบบไร้รอยต่อกับ ประเทศเพ่ือนบ้าน โดยเน้นโครงสร้างพ้ืนฐานและเส้นทางคมนาคมขนส่ง ตลอดจนการพัฒนา โครงสร้างพื้นฐานทางดิจิทัล กฟผ. จึงได้เตรียมแผนงานโครงการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้า รองรับเสน้ ทางระเบยี งเศรษฐกจิ แนวตะวนั ออก - ตะวนั ตก ต้งั แต่ชายแดนประเทศไทย - สาธารณรฐั ประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) จังหวัดมุกดาหารจนถึงชายแดนประเทศไทย - ประเทศ เมียนมา โดยใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมร่วมกับการวางแผนก่อสร้างระบบโครงข่ายไฟฟ้า แนวใหม่เพิ่มเติม ซ่ึงจะทาให้สามารถถ่ายเทพลังงานไฟฟ้าระหว่างภาคตะวันออกเฉียงเหนือบริเวณ จังหวัดมุกดาหารไปยังฝ่ังตะวันตกบริเวณจังหวัดตากของประเทศไทยได้เพิ่มขึ้น เพื่อรองรับการใช้ ไฟฟา้ ตามแนวเสน้ ทางระเบียงเศรษฐกิจแนวตะวนั ออก - ตะวันตก ไดอ้ ย่างเพียงพอและมนั่ คง ๒.๗) โครงการพฒั นาระบบสง่ ไฟฟ้าเพอื่ รองรับรปู แบบการผลิตไฟฟ้า และการใชไ้ ฟฟา้ ในอนาคต (Transmission System Flexibility)

~ ๒๒ ~ ปั จ จุ บั น เ ท ค โ น โ ล ยี ก า ร ผ ลิ ต ไ ฟ ฟ้ า พ ลั ง ง า น ห มุ น เ วี ย น ได้ถูกพัฒนาอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีศักยภาพเป็นผู้ผลิตและขายไฟฟ้ากลับคืนสู่ระบบ ไฟฟ้าได้ ตลอดจนสามารถซ้อื ขายกันเองในพื้นท่ี รวมทงั้ เรมิ่ มกี ารแบง่ แยกระบบไฟฟ้าออกเปน็ ระบบ ขนาดเล็ก (Micro Grid) โดยอาศัยระบบไฟฟ้าหลักเป็นเพียงระบบไฟฟ้าสารอง กฟผ. จึงจาเป็นต้องพิจารณาปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้มีความยืดหยุ่น (Flexibility) และยังคงรักษา ความมีเสถียรภาพและความมั่นคง ๓) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าท่ีเส่ือมสภาพ ตามอายุการใช้งาน ๓.๑) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เส่ือมสภาพ ตามอายุการใช้งาน ระยะที่ ๑ สว่ นสถานไี ฟฟ้าแรงสงู เป็นโครงการปรับปรุง / เปลี่ยนทดแทน หรือเพ่ิมเติมอุปกรณ์ ระบบส่งไฟฟ้าและอาคารควบคุมต่าง ๆ ในสถานีไฟฟ้าแรงสูงท่ีมีอายุการใช้งานมานาน จานวน ๑๕ แห่ง ๓.๒) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าท่ีเส่ือมสภาพ ตามอายกุ ารใชง้ าน ระยะที่ ๑ สว่ นสายส่งไฟฟา้ แรงสูง เป็นโครงการปรับปรุงและขยายสายส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพและ มีอายุการใช้งานมานาน เพ่ือลดปัญหาความสูญเสียที่เกิดจากไฟฟ้าดับเนื่องจากสายส่งไฟฟ้า เกิดชารุดหรือเสียหายจากสภาพการใช้งานมานาน ซ่ึงประกอบด้วยสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ต่าง ๆ จานวน ๑๕ แนวสาย ๓.๓) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าท่ีเส่ือมสภาพ ตามอายกุ ารใช้งาน ระยะที่ ๒ เป็นโครงการที่ดาเนินการต่อเนื่องมาจากระยะที่ ๑ โดยจะปรับปรุงและขยายท้ังในส่วนสถานีไฟฟ้าแรงสูงและสายส่งไปคราวเดียวกัน เป็นส่วนงาน ปรับปรุงขยายสถานีไฟฟ้าแรงสูง จานวน ๑๙ แห่ง และงานปรับปรุงและขยายสายส่ง จานวน ๑๑ แห่ง ๓.๔) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าท่ีเส่ือมสภาพ ตามอายุการใชง้ านระยะตา่ ง ๆ เป็นโครงการทีด่ าเนินการต่อเนื่องมาจากโครงการปรบั ปรุงและ ขยายสายส่งไฟฟ้าท่เี สอ่ื มสภาพและมีอายุการใชง้ านระยะท่ี ๒ โดยจะดาเนินการเป็นระยะ ๆ ๔) โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพอื่ รองรบั การเชื่อมตอ่ โรงไฟฟา้ ๔.๑) โครงการระบบส่งเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (Independent Power Producer : IPP) เป็นโครงการก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้า เพื่อรับซ้ือ ไฟฟ้าจากโครงการผลติ ไฟฟ้าจากผผู้ ลติ ไฟฟา้ เอกชนรายใหญ่ (IPP2007) จานวน ๔ ราย ดังน้ี

~ ๒๓ ~ - งานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรับซ้ือไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า พลังความรอ้ นของบรษิ ัท โคว่ นั จากดั ดาเนนิ การแล้วเสร็จเม่ือวันท่ี ๒๖ กรกฎาคม ๒๕๕๕ - งานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรับซ้ือไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า พลังความร้อนร่วมของบริษัท กัลฟ์ เจพี เอ็นเอส จากัด ดาเนินการแล้วเสร็จเมื่อวันที่ ๑ มิถุนายน ๒๕๕๗ - งานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า พลังความร้อนของบริษัท เนช่ันแนลเพาเวอร์ซัพพลาย จากัด (ช่ือปัจจุบัน บริษัท บูรพา พาวเวอร์ เจเนอเรชั่น จากัด) กาลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๕๔๐ เมกะวัตต์ กาหนดแล้วเสร็จ ในปี ๒๕๖๙ - งานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า พลังความรอ้ นร่วมของบริษทั กัลฟ์ เจพี ยูที จากดั ดาเนนิ การแล้วเสร็จเมือ่ วันท่ี ๑ มถิ นุ ายน ๒๕๕๘ ๔.๒) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพ่ือรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration ตามระเบียบการรับซ้ือไฟฟ้า ปี ๒๕๖๓ เป็นโครงการ ขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration ปริมาณ จานวน ๓,๕๐๐ เมกะวัตต์ ๔.๓) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี ยโสธร และอานาจเจริญ เพื่อรับซ้ือไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว เป็นโครงการก่อสร้างระบบ สง่ ไฟฟ้าเพือ่ รบั ซอื้ ไฟฟา้ จากโครงการโรงไฟฟา้ พลงั นา้ เขอ่ื นเซเปียน - เซนา้ นอ้ ย ซ่งึ มีกาลงั ผลิตตดิ ตั้ง จานวน ๓ x ๑๓๐ เมกะวัตต์ ๔.๔) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดเลย จังหวัด หนองบัวลาภู และจงั หวดั ขอนแก่น เพ่ือรบั ซอ้ื ไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว เปน็ โครงการกอ่ สรา้ ง ระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้าเขื่อนไซยะบุรี ซึ่งมีกาลังผลิตติดตั้ง จานวน ๑,๒๒๐ เมกะวัตต์ ๔.๕) โครงการระบบส่งเพ่ือรับซ้ือไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (Independent Power Producer : IPP) ระยะที่ ๓ (IPP2012) เป็นโครงการก่อสร้าง ระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรับซ้ือไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) กาลัง ผลิตรวมทั้งสิ้น ๕,๐๐๐ เมกะวัตต์ จานวน ๒ ราย ได้แก่ โรงไฟฟ้าบริษัท กัลฟ์ เอสอาร์ซี จากัด ปริมาณ จานวน ๒,๕๐๐ เมกะวัตต์ กาหนดแล้วเสร็จเดือนกรกฎาคม ๒๕๖๓ และโรงไฟฟ้า บรษิ ัท กลั ฟ์ พดี ี จากัด ปรมิ าณ จานวน ๒,๕๐๐ เมกะวตั ต์ กาหนดแลว้ เสรจ็ เดอื นกรกฎาคม ๒๕๖๕ ๔.๖) โ ค ร ง ก า ร ร ะ บบ ส่ง ไ ฟ ฟ้ า เพื่ อ เ ชื่อ มต่ อโ ร งไ ฟ ฟ้ าใหม่ ภายในประเทศ เป็นโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือเช่ือมต่อโรงไฟฟ้าใหม่ภายในประเทศ ท้ังโรงไฟฟ้า พลังความร้อนร่วม โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน) โรงไฟฟ้าพลังน้า หรือโรงไฟฟ้าอ่ืน ๆ ท่ีจะเชอ่ื มต่อเข้าสู่ระบบหลัก

~ ๒๔ ~ ๔.๗) โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรับซ้ือไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเทศ เพื่อนบ้าน เป็นโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือรับซ้ือไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่มีศักยภาพในประเทศ เพ่ือนบา้ น เชน่ สปป. ลาว ประเทศเมยี นมา ประเทศกมั พูชา และประเทศมาเลเซยี เพอื่ ลดการพงึ่ พา การใช้ก๊าซธรรมชาตเิ ปน็ เชื้อเพลิงในการผลิต และเพ่ือรองรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าอาเซยี น (ASEAN Power Grid : APG) ในอนาคต ๔.๘) แผนงานปรบั ปรงุ ระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการรับซอื้ ไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภท Firm ระบบ Cogeneration (ท่ีจะส้ินสุดอายุสัญญา ในปี ๒๕๖๒ - ๒๕๖๘) เป็นแผนงานก่อสร้าง ขยาย / ปรับปรุงระบบไฟฟ้า เพ่ือรองรับการเชื่อมต่อ ระบบไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ท่ีจะส้ินสุดอายุสัญญา ในปี ๒๕๖๒ - ๒๕๖๘ ๔.๙) แผนงานปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าสาหรับโรงไฟฟ้าของบริษัท หินกอง เพาเวอร์ จากัด เป็นแผนงานปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าและอุปกรณ์ไฟฟ้าแรงสูง เพ่ือรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้าของ บริษัท หินกอง เพาเวอร์ จากัด ซ่ึงมีกาลังการผลิตหน่วยละ ๗๐๐ เมกะวตั ต์ จานวน ๒ หนว่ ย กาหนดแลว้ เสรจ็ ในปี ๒๕๖๖ ๕) โครงการเช่ือมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศแบบระบบต่อ ระบบ (Grid to Grid) เป็นโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพ่ือเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าในลักษณะระบบต่อ ระบบ (Grid to Grid) ระหว่างประเทศไทยและประเทศเพ่ือนบ้าน เพ่ือรองรับการพัฒนาระบบ โครงขา่ ยไฟฟ้าอาเซยี น (ASEAN Power Grid : APG) ๖) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบ โครงขา่ ยไฟฟา้ สมาร์ทกรดิ ของประเทศ (Smart Grid) ๖.๑) โครงการนาร่องการพัฒนาสมาร์ทกริดที่จังหวัดแม่ฮ่องสอน เป็นการดาเนินการขับเคล่ือนการดาเนินงานสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะส้ัน ปี ๒๕๖๐ - ๒๕๖๔ ซ่ึงมีวัตถุประสงค์เพ่ือเป็นสถานท่ีสาธิต (Demonstration) วิจัย (Research) และพัฒนา (Development) ไปประยุกตใ์ ช้ในพ้ืนทส่ี ว่ นตา่ ง ๆ ของประเทศ โดย กฟผ. มยี ุทธศาสตร์การพฒั นา ออกเปน็ ๔ ด้าน ดงั นี้ ๖.๑.๑) ยุทธศาสตร์การพัฒนาการผลิตและกักเก็บพลังงาน อย่างชาญฉลาด (Smart Energy) ๖.๑.๒) ยุทธศาสตร์การจัดการพลังงานอย่างชาญฉลาด (Smart System) ๖ . ๑ . ๓ ) ยุ ท ธ ศ า สต ร์ กา ร ต ร ะ ห นั กรู้ แ ล ะ ใ ช้พลังงาน อย่างชาญฉลาด (Smart City) ๖.๑.๔) ยุทธศาสตร์การพัฒนาศูนย์เรียนรู้เพ่ือการพัฒนา อย่างยง่ั ยืน (Smart Learning)

~ ๒๕ ~ ๖.๒) โครงการปรับปรุง / แก้ไขปัญหาระบบส่งไฟฟ้า โดยการติดต้ัง ระบบกักเก็บพลังงานท่ีจังหวัดชัยภูมิและลพบุรี เพ่ือรองรับผลกระทบจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการดาเนินการขับเคลื่อนการดาเนินงานสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะส้ัน ปี ๒๕๖๐ - ๒๕๖๔ โดย กฟผ. จะติดต้ังระบบกักเก็บพลังงานที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงบาเหน็จณรงค์ จังหวัดชัยภูมิ ขนาด ๑๖ เมกะวัตต์ - ชว่ั โมง และทีส่ ถานีไฟฟ้าแรงสูงชยั บาดาล จังหวัดลพบรุ ี ขนาด ๒๑ เมกะวตั ต์ - ช่ัวโมง เนื่องจากท่ีสถานีไฟฟ้าแรงสูงทั้งสองแห่ง มีพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์เชื่อมต่อ เขา้ ระบบไฟฟา้ ปรมิ าณมาก และส่งผลให้มกี าลงั ไฟฟ้าสว่ นเกนิ เปน็ ปริมาณทสี่ งู ๖.๓) โครงการปรับปรุง / แก้ไขปัญหาระบบส่งไฟฟ้า โดยการติดต้ัง ระบบกักเก็บพลังงานในระบบโครงข่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับผลกระทบจากพลังงานหมุนเวียน ในระยะต่าง ๆ เป็นการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ในปรมิ าณมาก ทาให้เกดิ การผนั ผวนของกาลงั ผลิตไฟฟา้ และปญั หาคณุ ภาพไฟฟา้ กฟผ. จึงพิจารณา ความจาเป็นในการติดต้ังระบบกักเก็บพลังงานในระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Energy Storage) โดยการติดต้ัง Battery Energy Storage System) ท่ีสถานีไฟฟ้าแรงสูงต่าง ๆ เพ่ือรองรับ การเช่ือมต่อของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งเพื่อแก้ปัญหาคุณภาพไฟฟ้าที่อาจเกิดข้ึน ในอนาคต ๖.๔) โครงการพัฒนาสมาร์ทกริด สมาร์ทซิตี้ ในเขตพื้นที่โรงไฟฟ้า กฟผ. และพืน้ ทร่ี ว่ มพัฒนา แผนพัฒนาโครงการสมาร์ทซติ ้ี ในเขตพื้นทีโ่ รงไฟฟ้า กฟผ. และพ้ืนที่ ร่วมพัฒนาอ่ืน ๆ เช่น โครงการนาร่องเพื่อพัฒนาโครงการสมาร์ทซิตี้ ในพ้ืนที่รอบโรงไฟฟ้าแม่เมาะ (โครงการแม่เมาะ สมาร์ทซิตี้) ให้สอดคล้องกับนโยบายการพัฒนาเมืองอัจฉริยะของประเทศไทย และส่งเสริมพื้นท่ีสีเขียวรอบโรงไฟฟ้า ตลอดจนยกระดับคุณภาพชีวิตและเสริมสร้างมาตรฐานชีวิต ของชุมชนรอบโรงไฟฟ้าให้ดีขนึ้

~ ๒๖ ~ ภาพท่ี ๔ แผนทรี่ ะบบสง่ ไฟฟา้ ของการไฟฟ้าฝา่ ยผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมาธิการ ๑. จากปริมาณไฟฟ้าสารองล้นความต้องการ ส่งผลให้รัฐบาลต้องจ่าย “ค่าความพร้อมจ่าย” ไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าเอกชนปีละจานวนมาก เพราะได้ทาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในลักษณะไม่ซื้อไฟฟ้าก็ต้องจ่าย ซ่ึงมีหลายโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้เดินเคร่ืองผลิตไฟฟ้าเต็มท่ี แต่ได้รับเงิน ค่าพร้อมจ่ายทุกปี โดยเงินจานวนดังกล่าวท่ีจ่ายให้โรงไฟฟ้ามาจากประชาชนที่จ่ายคา่ ไฟฟ้า รัฐบาล ควรเจรจาขอลด “ค่าความพร้อมจ่าย” ลง รวมทั้ง รัฐควรกาหนดมาตรการ หลักเกณฑ์ วิธีการ ในการตรวจสอบ “คา่ ความพร้อมจ่าย” เพ่ือปอ้ งกันการจ่ายค่าความพรอ้ มจา่ ย ท้งั ทีข่ ้อเทจ็ จรงิ ผู้ผลติ ไฟฟ้า อาจมชี ว่ งระยะเวลาที่ไม่พรอ้ มจ่าย รัฐบาลควรส่งเสริม ปรับปรุง แก้ไข ระเบียบการรับซ้ือไฟฟ้า ประเภทสัญญา ที่ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าแต่ไม่ได้รับค่าพลังไฟฟ้า และการไฟฟ้าไม่สั่งการเดินเครื่อง (Non Firm) ให้เป็นสัญญาประเภทท่ีได้รับเงินท้ังค่าพลังงานไฟฟ้า และค่าพลังไฟฟ้า โดยการไฟฟ้ามีการสั่งการ เดินเคร่ืองได้ (Firm) ท้ังนี้เพ่ือให้การไฟฟ้าสามารถรับรู้ถึงกาลังการผลิตท่ีแน่นอน และสามารถ ส่งั จา่ ยได้ ๒. รัฐบาลซึ่งมีบทบาทในการกากับดูแลพลังงานของประเทศ ควรมีหลักเกณฑ์ วิธีการ ในการกาหนดเพดานรักษาระดับราคาค่าไฟฟ้าไว้เพ่ือมิให้ค่าไฟฟ้าสูงเพ่ิมข้ึนไปเรื่อย ๆ

~ ๒๗ ~ เพราะจะทาใหค้ า่ ไฟฟ้าของทั้งประเทศไม่สามารถแขง่ ขันทางเศรษฐกิจกบั ประเทศอน่ื ได้ และกระทบ ค่าครองชีพ ความเป็นอยู่ และเป็นภาระของประชาชน โดยการแก้ไขพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. ๒๕๕๐ ในส่วนของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยเพิ่มวตั ถุประสงค์ และการเกบ็ เงนิ เข้ากองทนุ เพ่ือการน้ี ๓. ภายใต้การวางแผนแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยท่ีผิดพลาด ส่งผลใหป้ รมิ าณกาลังไฟฟ้าสารองล้นเกินความตอ้ งการ และผลกั ภาระต่าง ๆ ให้ประชาชนรับผิดชอบ ในรูปแบบ “ค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft)” เป็นส่ิงที่ไม่ถูกต้อง ความผิดพลาดในการพยากรณ์กาลังไฟฟ้า สารองผิดพลาด รัฐบาลควรมีข้อมลู ในทุกมติ ิเพ่ือใช้ในการพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าของประเทศ รวมถงึ ขอ้ มลู ประเภทผผู้ ลติ ไฟฟ้าใช้เอง (Prosumer) เพือ่ ใหม้ ปี รมิ าณไฟฟา้ สารองอยู่ในปริมาณทเี่ หมาะสม ประมาณ ๑๕ เปอร์เซ็นต์ของปริมาณการผลิต ซ่ึงจะเป็นการลดภาระค่าไฟฟ้าท่ีประชาชนจะต้อง แบกรับภาระ พร้อมทั้งควรเร่งรัดโครงการยานยนต์ไฟฟ้าและระบบการกักเก็บพลังงาน ให้เกิดข้ึน โดยเร็ว เพอ่ื ดูซับปริมาณไฟฟ้าสารอง ๔. การลดกาลังการผลิตไฟฟ้าในระยะสัน้ ลง เช่น การยกเลิกหรือเลื่อนโครงการ โรงไฟฟ้าที่ยังไม่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายออกไป หรือการเจรจาปลดโรงไฟฟ้าท่ีมีประสิทธิภาพ ต่าออกจากระบบกอ่ นกาหนด ๕. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการภาครัฐ (Policy Expense : PE) ในโครงการ ตา่ ง ๆ ในอตั ราการซือ้ ขายไฟฟา้ แบบ Feed-in Tariff (FiT) ควรเป็นอัตราเดยี วกนั และราคาซอื้ ขาย FiT ไม่ควรเกนิ กวา่ ราคาค่าไฟฟ้าขายส่ง หากมีส่วนต่างราคารบั ซอื้ ไฟฟ้า รัฐบาลควรเป็นผู้แบกภาระ ค่าส่วนต่างเอง ๓.๒ แผนพฒั นาระบบโครงข่ายไฟฟ้า กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกาหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็น กรอบแนวทางในการกากับดูแลและกาหนดอัตราค่าไฟฟ้าสาหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการ พลังงาน ซึ่งจะมีการทบทวนและปรับปรุงทุก ๕ ปี เพ่ือให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ ท่ีเปล่ียนแปลงไปท้ังสภาพเศรษฐกิจ สงั คม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานดา้ นไฟฟ้าของ ประเทศ โดยนาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมาย หน่วยงานที่เกยี่ วข้องดาเนินการตอ่ ไป กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกาหนดโครงสรา้ งอัตราคา่ ไฟฟา้ ของประเทศไทย ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ โดยสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดาเนินการจดั ทาร่างนโยบาย การกาหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ ให้แล้วเสร็จ และนาเสนอ กพช. พิจารณาและมอบใหค้ ณะกรรมการกากับกจิ การพลังงาน (กกพ.) ดาเนินการกาหนดโครงสรา้ ง อัตราคา่ ไฟฟา้ ของประเทศไทย ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ ให้แลว้ เสรจ็ ภายในปี ๒๕๖๔ ตามพระราชบญั ญตั ิ การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ๒๕๕๐ ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกาหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี ๒๕๕๘ ตามมติ กพช. เมื่อวันท่ี ๑๖ ธันวาคม ๒๕๖๒ เพื่อใช้กากับอัตราค่าไฟฟ้าไปก่อน ซึ่งปัจจุบัน สนพ. ได้ศึกษาและ

~ ๒๘ ~ จัดทานโยบายการกาหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ แล้วเสร็จ โดยไดม้ ีการจดั สมั มนารบั ฟงั ความคิดเหน็ รวมทั้งประชุมหารือร่วมกับหนว่ ยงานทีเ่ ก่ียวขอ้ ง การพิจารณาโครงสรา้ งค่าไฟฟ้า มีนโยบายการกาหนดโครงสร้างอัตราคา่ ไฟฟ้าเดมิ ปี ๒๕๕๙ - ๒๕๖๓ ได้กาหนดแนวทางแนวทางการปรบั ปรุงโครงสรา้ งอตั ราค่าไฟฟ้า ต้ังแตป่ ี ๒๕๕๔ ดงั นี้ ๑) ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภทมีอัตราค่าไฟฟ้าเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นธุรกิจบนเกาะ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน โดยไม่อยู่ ภายใต้การควบคุมของศนู ย์ควบคุมระบบกาลังไฟฟ้าแห่งชาติ และโครงขา่ ยระหวา่ งประเทศ ๒) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซ่ึงคิดจาก ต้นทุนและผลตอบแทนท่ีเหมาะสมของแต่ละประเภท เช่น การผลิตไฟฟ้า (Generation : G) ระบบ สง่ ไฟฟา้ (Transmission : T) ระบบจาหน่ายไฟฟ้า (Distribution : D) และการคา้ ปลกี ไฟฟ้า (Retail : R) แยกออกจากกัน ๓) ให้พิจารณาผลตอบแทนของการไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขการดาเนินงานอย่างมี ประสทิ ธิภาพ รวมท้งั จูงใจให้เกดิ การปรับปรงุ ประสทิ ธิภาพ ๔) ให้อ้างอิงผลตอบแทนของการไฟฟ้าจากระบบอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงิน ลงทุน เพ่ือการดาเนินงาน ( Return on Invested Capital : ROIC) ท่ีสะท้อนผลตอบแทน จากการลงทุน ในรูปต้นทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้าหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) พรอ้ มท้ังทบทวนความเหมาะสมของสนิ ทรัพย์ท่ีคิดผลตอบแทน ภาพที่ ๕ โครงสรา้ งอุตสาหกรรมไฟฟ้าไทยในปจั จุบนั แบบ Enhanced Single Buyer Model : ESBM

~ ๒๙ ~ โครงสร้างอตั ราคา่ ไฟฟา้ ปี ๒๕๕๙ - ๒๕๖๓ ประกอบดว้ ย (ค่าไฟฟ้าฐาน + ค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft)) x จานวนหน่วยไฟฟ้า + ค่าบริการ รายเดือน + ภาษีมูลค่าเพ่ิม ร้อยละ ๗ ค่าไฟฟ้าฐาน ประกอบด้วย ก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง ระบบจาหน่าย ค่าการผลิตพลังงานไฟฟ้าภายใต้สมมติฐานความต้องการใช้ไฟฟ้า ราคาเชื้อเพลิง และผลตอบแทน ณ วันทก่ี าหนดโครงสร้างค่าไฟฟา้ ค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าที่สะท้อนการเปล่ียนแปลงของ ค่าใช้จ่ายที่อยู่นอกเหนือการควบคุม เช่น ค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปล่ียนไปจากค่าไฟฟ้าฐาน ค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐบาล ได้แก่ ราคารับซ้ือไฟฟ้า (Adder) มาตรการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน Feed-in Tariff : FiT) กองทุนพัฒนารอบโรงไฟฟ้า โดยทบทวนเป็นรอบ ทุก ๔ เดอื น ค่าบริการรายเดือน ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายต่าง ๆ การให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า ในแต่ละเดือน การจดหน่วย การให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า และการคานวณ การออกบิล และ การเรียกเกบ็ เงนิ แนวทางการหลกั เกณฑก์ ารกาหนดอตั ราคา่ ไฟฟา้ ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ ภาพท่ี ๖ กระบวนการปรบั ปรุงนโยบายโครงสร้างคา่ ไฟฟา้ ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ และการนาไปใช้

~ ๓๐ ~ ร่ า ง แ น ว ท า ง ก า ร ป รั บ ป รุ ง น โ ย บ า ย ก า ร ก า ห น ด โ ค ร ง ส ร้ า ง อั ต ร า ค่ า ไ ฟ ฟ้ า ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ อยู่ภายใต้โครงการศึกษาแนวทางการปรับปรุงนโยบายการกาหนดโครงสร้าง อัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ ของสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประกอบดว้ ยประเด็นตา่ ง ๆ ดังน้ี ๑) การให้ความสาคัญกับต้นทุนและการกระจายภาระค่าใช้จ่ายในการรักษา เสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าต้องคานึงถึงต้นทุนในการรักษา เสถียรภาพและความม่ันคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริม ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Service) เพ่ือให้รายรับท่ีเรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวน ต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจาย ภาระคา่ ใชจ้ า่ ยดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกีย่ วข้องอยา่ งเหมาะสม ๒) แยกองค์ประกอบค่าใช้จ่ายสว่ นเพ่ิม (Additional Cost) อันเกิดจากผลกระทบ ของนโยบายภาครัฐ (Policy Expense) เช่น กองทุนพัฒนาไฟฟ้า (มาตรา ๙๗) ช่วยเหลือผู้มี รายได้น้อย (ไฟฟ้าฟรี) อุดหนุนพลังงานหมุนเวยี น อุดหนุนภาคการเกษตร (ปาล์มน้ามัน) สวัสดิการ สงั คม (ไฟเทศบาล / ทางหลวง) ความม่นั คง (โรงไฟฟา้ ชายแดนใต)้ อืน่ ๆ (ตามสถานการณ)์ เป็นตน้ ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดาเนินงานตามนโยบายภาครัฐ อันหมายถึง ต้นทุน ส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดาเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาต ประกอบกิจการไฟฟ้า ซ่ึงใช้เพื่อสนับสนุนการดาเนินงานตามนโยบายของภาครัฐและต้องกระจาย ภาระดงั กล่าวไปยงั ผ้ใู ช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลมุ และเปน็ ธรรม ภาพที่ ๗ องคป์ ระกอบคา่ ใชจ้ า่ ยส่วนเพม่ิ (Additional Cost) อันเกิดจากผลกระทบของ นโยบายภาครฐั

~ ๓๑ ~ ๓) สะท้อนโครงสร้างอัตราบนพ้ืนฐานของรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed Revenue) แยกตามประเภทกิจการไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ ซึ่งคานวณจากต้นทุน และผลตอบแทนทีเ่ หมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ภาพที่ ๗ โครงสร้างบนพืน้ ฐานของรายไดท้ ่ีพึงได้รบั (Allowed Revenue) แยกตามประเภทกจิ การไฟฟา้ ๔) ยกระดับการกากับดูแลแบบจูงใจ (Incentive Regulation) โดยมุ่งเน้น การเทยี บเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ท่คี รอบคลุมและเหมาะสมกบั สถานการณ์ปัจจบุ ัน ควบค่กู ับ การเทียบเคยี งกบั ผลการดาเนนิ งานในอดีต ภาพท่ี ๘ การกากบั ดแู ลแบบจูงใจ (Incentive Regulation) โดยม่งุ เนน้ เทยี บเคยี งมาตรฐาน (Benchmark)

~ ๓๒ ~ ๕) การส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้าปรับพฤติกรรมเพ่ือเสริมประสิทธิภาพของระบบ ไฟฟ้าโดยรวม โดยอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีการปรับพฤติกรรมการใช้ ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวมได้ประยุกต์ใช้แนวคิดหลักความร่วมมือ ในการตอบสนองการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ภาพที่ ๙ การสง่ สัญญาณใหผ้ ใู้ ช้ไฟฟา้ ปรับพฤติกรรมเพอื่ เสรมิ ประสทิ ธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม ๖) การเตรียมพร้อมสาหรับอัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจาหนา่ ย (Wheeling Charge) โดยให้มีการศกึ ษาและดาเนนิ การประกาศใชอ้ ตั ราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจาหนา่ ย ภาพที่ ๑๐ การเตรียมพรอ้ มสาหรบั อตั ราคา่ ใชบ้ รกิ ารระบบสง่ และระบบจาหนา่ ย (Wheeling Charge)

~ ๓๓ ~ ๗) เพิ่มทางเลือกให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า โดยกาหนดให้มีการพิจารณากาหนดอัตรา ค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้ผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ ตามที่ คณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) เห็นสมควร เช่น อัตราค่าไฟฟ้าสาหรับผู้ใช้ไฟฟ้า ประเภทเติมเงิน (Prepaid) อัตราค่าไฟฟ้าสาหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพ่ิมประสิทธิภาพของ ระบบไฟฟ้าแบบช่วั คราว (Temporary Demand Response Programs) ๘) กรณียกเว้นสาหรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ไม่อยู่ภายใต้หลักการจัดเก็บอัตราไฟฟ้า เดียวกันท่ัวประเทศ (Uniform Tariff) โดยอัตราค่าไฟฟ้าสาหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ตอ้ งเปน็ อัตราเดยี วกันทั่วประเทศ ยกเว้นในกรณดี งั ตอ่ ไปน้ี (๑) กรณีที่เป็นการตกลงซ้ือขายไฟฟ้าระหว่างกันโดยไม่อยู่ภายใต้ การควบคุมของศนู ย์ควบคุมระบบกาลังไฟฟา้ แหง่ ชาติ (๒) กรณเี ป็นการซ้อื ขายไฟฟ้าบนพืน้ ท่ีเกาะ (๓) กรณที ่เี ป็นการซอื้ ขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (๔) กรณีที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้า ท่ีแตกตา่ งจากปกติ (๕) กรณีอ่ืน ๆ โดยให้คณะกรรมการกากับกิจการพลังงานเสนอต่อ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแหง่ ชาติ ๙) ใช้หลักการดูแลช่วยเหลือแบบมุ่งเป้าหมาย (Targeted Subsidy) ในการดูแล ชว่ ยเหลอื ผูด้ อ้ ยโอกาสซ่งึ มีลักษณะเป็นผใู้ ชไ้ ฟฟ้าบา้ นอย่อู าศยั ท่มี ีรายไดน้ อ้ ย ข้อเสนอแนะของคณะอนกุ รรมาธกิ าร ๑. การคิดอัตราค่าเช่ือมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ในอัตรา ๑.๑๕๑ บาทต่อหน่วย ซ่ึงเป็นการคิดค่าบริการที่ซ้าซ้อนกับต้นทุนระบบโครงข่ายไฟฟ้า ท่ีอยู่ในสูตรการคิดค่าไฟฟ้า ดังนั้นจึงไม่ควรคิดค่าบริการเช่ือมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าในอัตรา ที่แพงเกิน ทั้งน้ีเพ่ือเกิดแรงจูงใจ และรองรับโครงการต่าง ๆ ในอนาคต เช่น การผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานทดแทนและซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน หรือ Peer-to-Peer (P2P) ผ่านระบบ จาหนา่ ยไฟฟา้ ของการไฟฟ้าฝ่ายจาหน่าย เปน็ ตน้ ๒. หากไม่สามารถลดอัตราค่าเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ในอัตรา ๑.๑๕๑ บาทต่อหนว่ ยได้ ควรนาจานวนเงินที่ได้รับจากค่าบริการดังกล่าวท้ังหมด ใหค้ ณะกรรมการกากับกิจการพลงั งาน (กกพ.) เปน็ ผรู้ ักษาบญั ชี และนาเงินจานวนดงั กล่าวไปสมทบ กับโครงการที่จะสร้างโครงข่ายไฟฟ้า โดยไม่กระทบกับงบประมาณท่ีภาครัฐจัดสรร และไม่กระทบ กับค่าไฟฟ้าซึ่งถือเป็นภาระของประชาชนในระยะยาว และควรพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้า สมาร์ทกริด ของประเทศ (Smart Grid) เพื่อรองรับผลกระทบจากพลังงานหมุนเวียนในระยะตา่ ง ๆ จากการผลิตไฟฟ้าพลังงานลมหรือพลังงานแสงอาทิตย์ในปริมาณมาก เพ่ือมิให้เกิดการผันผวนของ กาลงั การผลติ ไฟฟ้าและปัญหาคณุ ภาพไฟฟ้าขึน้ ไดใ้ นอนาคต

~ ๓๔ ~ ๓. การไฟฟ้าฝ่ายจาหน่าย ควรทบทวน พิจารณาการกาหนดอัตรา ค่าธรรมเนียม และค่าบริการรายปี ในการอนญุ าตใหผ้ ูป้ ระกอบกจิ การโทรคมนาคม ตดิ ตั้งสายสื่อสาร บนระบบโครงข่ายไฟฟ้าใหม่ เนื่องจากอัตราการจัดเก็บเดิมใช้มานาน ซ่ึงไม่ให้สอดคล้องกับต้นทุน การลงทุนในปัจจุบันเน่ืองจากจะทาให้ต้นทุนการลงทุนระบบจาหน่ายไฟฟ้าลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้า ในภาพรวมลดลง ๔. รัฐบาลควรลดการก่อสร้างโรงไฟฟ้าลง โดยการเร่งรัดส่งเสริม สนับสนุน โครงการโซล่าร์รูฟเสรีให้เกิดข้ึนโดยเร็ว เพ่ือเป็นการลดระบบผลิตไฟฟ้าท่ีปัจจุบันใช้เช้ือเพลิง LNG ซ่ึงมีราคาสูงเป็นหลัก ลดการก่อสร้างระบบส่ง และระบบจาหน่าย ซ่ึงไม่ต้องลงทุนก่อสร้างเพ่ิมข้ึน ซงึ่ เมื่อตน้ ทนุ ทั้ง ๓ ระบบลดลง อตั ราค่าไฟฟ้าสามารถลดลงได้ ๕. ระบบส่ง ระบบจาหน่าย รัฐบาลควรเร่งรัดใหเ้ กิดการพัฒนาระบบโครงขา่ ย อัจฉริยะ (Smart Grid) และระบบ Microgrid โดยเร็ว เพ่ือทาให้ระบบการส่ง การจาหน่ายไฟฟ้า มปี ระสิทธิภาพ รวมทงั้ รองรับไฟฟ้าท่ีผลติ จากพลงั งานหมุนเวยี น ๓.๓ ตน้ ทุนการผลติ ไฟฟา้ แตล่ ะประเภท พลังงานเป็นปัจจัยพื้นฐานที่สาคัญในการตอบสนองความต้องการข้ันพ้ืนฐาน ในภาคประชาชน ภาคการผลิต ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ดังน้ันการจัดหาพลังงานให้มีปริมาณ ท่ีเพียงพอ มีราคาท่ีเหมาะสมและความมีเสถีรภาพด้านความม่ันคง สอดคล้องกับความต้องการ ของผู้ใช้ พลังงานที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน แบ่งออกเป็น ๒ ประเภทใหญ่ คือ พลังงานส้ินเปลือง และพลังงานหมุนเวียน โดยพลังงานสิ้นเปลืองคือ พลังงานที่ใช้แล้วหมดไป ซ่ึงรวมถึงก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน เป็นต้น ส่วนพลังงานหมุนเวียน คือ พลังงานท่ีได้จากน้า พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม เปน็ ต้น ในการจดั หาพลังงาน ได้มกี ารกาหนดนโยบายพลังงานที่ตอ้ งคานงึ ถงึ หลกั การ ดังนี้ - ตอ้ งมีแหลง่ สารองพลังงานท่เี พยี งพอ และแนน่ อน เพอ่ื ความมนั่ คงในการจัดหา - ต้องมีการกระจายแหล่งของพลังงาน และชนิดของพลังงาน เพื่อลดความเสี่ยง โดยหลกี เลีย่ งการพึง่ พาพลังงานจากแหล่งเดียว หรอื ชนิดเดยี ว - ตอ้ งมรี าคาที่เหมาะสม เพอื่ ใหต้ น้ ทนุ การผลติ ตา่ - ก่อให้เกิดมลพิษน้อย หรืออาจจะเป็นพลังงานไม่สะอาด แต่มีเทคโนโลยี ท่คี วบคมุ มลพษิ ได้ นอกจากพิจารณาชนิดของเชื้อเพลงิ ในการผลติ ไฟฟา้ แลว้ จะต้องพจิ ารณาประเภท ข อ ง โ ร ง ไ ฟ ฟ้ า ป ร ะ ก อ บ ด้ ว ย โ ร ง ไ ฟ ฟ้ า แ ต่ ล ะ ป ร ะ เ ภ ท มี ค ว า ม เ ห ม า ะ ส ม ใ น ก า ร ผ ลิ ต ไ ฟ ฟ้ า ตามความต้องการในแต่ละช่วงเวลาท่ีต่างกันและโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทก็มีการใช้เช้ือเพลิง ท่ีแตกต่างกันดว้ ย โดย กฟผ. มีกาหนดใช้ประเภทโรงไฟฟ้า และชนิดของเชื้อเพลิงในแต่ละช่วงเวลา ดงั น้ี

~ ๓๕ ~ - โรงไฟฟ้าท่ีผลิตพลังงานไฟฟ้า ตามความต้องการพื้นฐาน (Base Load Plant) เป็นโรงไฟฟ้าท่ีต้องเดินเคร่ืองอยู่ตลอดเวลา จึงเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้เช้ือเพลิงถูก เป็นลาดับแรก ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อน (Thermal) ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเช้ือเพลิง โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle) ซง่ึ ใช้กา๊ ซธรรมชาติ เปน็ เชือ้ เพลงิ - โรงไฟฟ้าท่ีผลิตพลังงานไฟฟ้าช่ วงท่ีมีความต้องการไฟฟ้าปานกลาง (Intermediate Plant) จะใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle) ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติ เป็นเชื้อเพลิง - โรงไฟฟ้าท่ีผลิตพลังงานไฟฟ้าช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peaking Plant) มลี กั ษณะของการเดนิ เครื่องเปน็ ชว่ งเวลาท่มี คี วามต้องการสูงสุดเท่าน้นั ได้แก่ โรงไฟฟา้ พลังน้า และ โรงไฟฟ้าแบบสูบกลับ ซ่ึงในการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงแต่ละประเภทจะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าท่ีไม่เท่ากัน โดยต้นทนุ การผลติ ไฟฟา้ มีราคาที่แตกตา่ งกัน ราคาหนา้ โรงไฟฟา้ เฉลีย่ จานวน ๒.๗๕ บาทต่อหน่วย ทง้ั นี้ สามารถจาแนกตน้ ทนุ การผลติ ไฟฟ้า ดังนี้ - พลงั งานนา้ (กฟผ.) ๑.๓๗ บาทตอ่ หนว่ ย - ลกิ ไนต์ (กฟผ.) ๑.๒๐ บาทตอ่ หนว่ ย - ถ่านหนิ (นาเขา้ ) ๑.๗๕ บาทตอ่ หนว่ ย - พลังงานนา้ (ลาว) ๑.๕๓ บาทตอ่ หนว่ ย - ลกิ ไนต์ (หงสา) ๒.๐๕ บาทตอ่ หนว่ ย - ก๊าซธรรมชาติ (กฟผ.) ๒.๗๕ บาทต่อหนว่ ย - กา๊ ซ ๓.๑๕ บาทตอ่ หนว่ ย - พลังงานทดแทน ราคาเฉลี่ย ๓.๑๕ บาทต่อหนว่ ย

~ ๓๖ ~ ภาพท่ี ๑๑ ต้นทนุ การผลติ ไฟฟา้ ตามประเภทเชอื้ เพลิงหนา้ โรงไฟฟ้า ปี ๒๕๖๒ ๓.๔ ต้นทุนค่าไฟฟ้าจาแนกเป็น ๔ ส่วน คือ ต้นทุนการผลิต ต้นทุนจากระบบส่ง ตน้ ทุนจากระบบจาหนา่ ยและผู้ใชไ้ ฟฟ้า ปั จ จุ บั น โ ค ร ง ส ร้ า ง อุ ต ส า ห ก ร ร ม ไ ฟ ฟ้ า ไ ท ย เ ป็ น แ บ บ ร ะ บ บ ผู้ ซ้ื อ ร า ย เ ดี ย ว (Enhanced Single Buyer : ESB) โดยมีการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแหง่ ประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้ซ้ือไฟฟา้ หลกั ในสว่ นโครงสร้างกิจการไฟฟ้า แบง่ ออกเปน็ ๔ ประเภท ดงั น้ี ภาพที่ ๑๒ โครงสรา้ งอตุ สาหกรรมไฟฟ้าไทยเปน็ แบบระบบผซู้ ้ือรายเดียว (Enhanced Single Buyer : ESB)

~ ๓๗ ~ ๑) การผลติ ไฟฟา้ (Generation : G) การไฟฟา้ ฝา่ ยผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าหลักร้อยละ ๓๒ และมีผู้ผลิตไฟฟ้ารายอ่ืน ๆ ประกอบด้วย ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (Independent Power Producer : IPP) มีปริมาณการผลิตมากกว่า ๙๐ เมกะวัตต์ จานวน ๑๒ บริษัท คิดเป็นร้อยละ ๒๙ ของการผลิตไฟฟ้า มีกาลังการผลติ ไฟฟ้าตามสัญญา จานวน ๑๔,๘๗๓.๕๐ เมกะวัตต์ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer : SPP) มีปริมาณ การผลิตมากกว่า ๑๐ เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน ๙๐ เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จานวน ๗๖ บริษทั และระบบพลงั งานหมนุ เวียน (Renewable) จานวน ๑๗ บรษิ ัท ประเภทสัญญา Non-Firm ระบบ Cogeneration จานวน ๖ บริษัท และระบบพลังงานหมุนเวียน (Renewable) จานวน ๕๗ บริษัท คิดเป็นร้อยละ ๑๙ ของการผลิตไฟฟ้า มีกาลังการผลิตไฟฟ้า ตามสัญญา จานวน ๙,๔๖๔.๔๔ เมกะวัตต์ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (Very Small Power Producer : VSPP) มีปริมาณการผลิตไม่เกิน ๑๐ เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ ๘ ของการผลิตไฟฟ้า และซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ คิดเป็นร้อยละ ๑๒ ของการผลิตไฟฟ้า มีกาลังการผลิตไฟฟ้า ตามสญั ญา จานวน ๕,๗๒๐.๖๐ เมกะวัตต์ ต้นทุนการผลติ บาทต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้า (Generation : G) แบง่ เปน็ - คา่ ใช้จา่ ยตามนโยบายภาครฐั = ๐.๒๘ บาทต่อหนว่ ย - ค่าซอื้ ไฟฟ้าเอกชนและตา่ งประเทศ = ๒.๐๔ บาทต่อหนว่ ย - คา่ เชอ้ื เพลงิ = ๐.๔๓ บาทต่อหนว่ ย - ค่าโรงไฟฟา้ = ๐.๒๓ บาทต่อหนว่ ย - ค่ากองทนุ พัฒนาโรงไฟฟา้ = ๐.๐๑ บาทตอ่ หนว่ ย รวม = ๒.๙๙ บาทต่อหนว่ ย ๒) การส่งไฟฟ้า (Transmission : T) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) เป็นผู้ควบคุมระบบส่งไฟฟ้า (System Operation) ของ กฟผ. ทั้งหมดครอบคลุมท่ัวประเทศ โดยมี ระยะทางในระบบส่งไฟฟ้า จานวน ๓๗,๐๘๓.๙๑๖ วงจร-กิโลเมตร มีต้นทุนของการส่งไฟฟ้า กฟผ. (Transmission : T) เทา่ กับ ๐.๒๕ บาทตอ่ หน่วย โครงการระบบสายส่งและสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. มีจานวนสถานี ไฟฟ้าแรงสูง ๒๓๑ สถานี พิกัดหม้อแปลงไฟฟ้า จานวน ๑๒๕,๙๖๙.๒๘ MVA ความยาวสายส่ง จานวน ๓๗,๑๐๑.๔๖๐ วงจร - กิโลเมตร โดยจาแนกในพ้นื ทน่ี ครหลวง จานวน ๑๗ สถานี ภาคกลาง จานวน ๗๘ สถานี ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จานวน ๕๙ สถานี ภาคใต้ จานวน ๓๓ สถานี และ ภาคเหนอื จานวน ๔๔ สถานี

~ ๓๘ ~ ภาพท่ี ๑๓ ระบบสง่ ไฟฟา้ ทวั่ ประเทศไทย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแหง่ ประเทศไทย (กฟผ.) อัตราคา่ ไฟฟา้ ขายส่ง แบง่ เปน็ ๒ ประเภท คอื ๑) ต้นทนุ ระบบส่ง คอื ตน้ ทนุ ค่าใช้จ่ายคงท่ี (Fixed Costs) แบง่ เป็น ๑.๑) ค่าใช้จ่ายอันมีลักษณะเป็นการลงทุน (Capital Expenditure : CAPEX) เป็นค่าใช้จ่ายเก่ียวกับสินทรัพย์ถาวรในการสร้างรายได้ เช่น การลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า และระบบสง่ ไฟฟ้า เปน็ ตน้ ๑.๒) ค่าใช้จ่ายอันเก่ียวกับการดาเนินงาน (Operating Expenditure : OPEX) เป็นค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับการดาเนินงานเพ่ือให้กิจการสามารถดาเนินต่อไปได้ เช่น เงินเดือน พนกั งาน คา่ ซ่อมบารุงรักษาโรงไฟฟา้ และระบบสง่ ไฟฟ้า เปน็ ต้น ส่วนของต้นทุนค่าใช้จ่ายคงที่และผลตอบแทนในส่วนค่าใช้จ่าย อันมีลักษณะเป็นการลงทุนนั้น คณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) แบ่งออกเป็น ๔ กลุ่ม ดงั น้ี กลมุ่ ท่ี ๑ เงนิ ปกติ กกพ. ได้กาหนดกรอบพิจารณาใหผ้ ลตอบแทน การลงทนุ ใหเ้ ปน็ ไปตามความเหมาะสม เชน่ เงนิ ลงทนุ กอ่ สรา้ งโรงไฟฟา้ และระบบส่งไฟฟา้ กลุ่มที่ ๒ เงินลงทุนเพ่ือวัตถุประสงค์เฉพาะด้าน เป็นเงินลงทุน โครงการเฉพาะ เช่น การนาสายไฟฟ้าลงใต้ดนิ การวางสายไฟฟ้าใต้ดินสาหรบั รถไฟฟ้า การวางสาย เคเบิลใต้น้า เป็นต้น กรณีดังกล่าวนี้ กกพ. ได้วางกรอบพิจารณาให้กาหนดผลตอบแทนเงินลงทุน ในลักษณะอตั ราดอกเบย้ี เงนิ กหู้ ลังหักภาษี ในอตั รารอ้ ยละ ๒.๗๑ กลุ่มท่ี ๓ เงินลงทุนสนับสนุนการดาเนินงานท่ีไม่เก่ียวกับ การจาหน่ายไฟฟ้า เป็นเงินลงในในอาคารสถานท่ี กรณีดังกล่าวน้ี คณะกรรมการกากับกิจการ พลังงาน (กกพ.) ได้กาหนดกรอบพิจารณาให้กาหนดผลตอบแทนเงินลงทุนโดยให้เฉพาะค่าเสื่อม ราคาตามอายขุ องทรัพย์สนิ กลุ่มท่ี ๔ เงินลงทุนนอกการกากับ เป็นเงินท่ีไม่เกี่ยวข้องกับ การผลิตไฟฟ้า เช่น เงินลงทุนในบริษัทในเครือ กรณีดังกล่าวนี้ กกพ. ได้กาหนดกรอบการพิจารณา ใหก้ าหนดผลตอบแทนเงินลงทุนตามอัตราค่าไฟฟ้า

~ ๓๙ ~ ๒) ต้นทุนระบบผลิต คือ ต้นทุนผันแปร (Variable Costs) ประกอบด้วย ค่าเช้ือเพลิงโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Policy Expense) และค่าซื้อไฟฟ้า สาหรบั ผผู้ ลติ ไฟฟ้าเอกชนรายเล็กในรูปแบบท่ที าสญั ญาซอื้ ขายไฟฟา้ ตงั้ แต่ ๕ ปขี ึ้นไป (Firm) สาหรบั ผู้ผลติ ไฟฟา้ เอกชนรายเล็กในรูปแบบทีท่ าสญั ญาซอื้ ขายไฟฟา้ ไมเ่ กิน ๕ ปี (Non-Firm) สาหรับผผู้ ลติ ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในประเทศ และผู้รับซ้ือไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญใ่ นตา่ งประเทศ (Foreign Independent Power Producer) สาหรับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของประเทศไทยนั้น เริ่มใช้มาตั้งแต่ ปี ๒๕๕๘ ปัจจุบันสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างดาเนินการศึกษา แนวทางการปรับปรุงและจัดทานโยบายการกาหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๘ นอกจากนี้ กกพ. ได้ดาเนินการยกร่างการจัดทาประกาศคณะกรรมการกากับ กิจการพลังงาน เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกาหนดอัตราไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. .... เพ่อื กาหนดหลักเกณฑก์ ารกาหนดอัตราไฟฟา้ เช่นกนั อัตราค่าไฟฟ้าสายส่งที่ กฟผ. จาหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โดยแยกตามระดบั แรงดันไฟฟ้า ค่าผลิตไฟฟ้า และคา่ บริการระบบสง่ ตารางที่ ๕ ตารางอตั ราคา่ ไฟฟา้ สายสง่ ที่ กฟผ. จาหนา่ ยไฟฟ้าใหก้ ับ กฟน. และ กฟภ. ค่าผลติ ไฟฟ้า ค่าบรกิ ารระบบส่ง รวม ระดบั แรงดนั Peak Off Peak Off Peak Off Peak Peak Peak แรงดัน ๒๓๐ กิโลโวลต์ ๓.๑๑๒๙ ๒.๓๓๑๖ ๐.๒๗๓๐ - ๓.๓๙๒๒ ๒.๓๓๑๖ แรงดนั ๒๓๐, ๑๑๕, ๖๙ ๓.๑๒๘๖ ๒.๓๓๔๑ ๐.๔๙๑๓ - ๓.๖๑๙๙ ๒.๓๓๔๑ กิโลโวลต์ ณ ปลายสายสง่ ๖๙, ๑๑๕ ๓.๑๙๔๘ ๒.๓๕๕๕ ๐.๘๕๒๘ - ๔.๐๔๗๖ ๒.๓๕๕๕ กโิ ลโวลต์ แรงดัน ๑๑-๓๓ กโิ ลโวลต์ ๓.๒๐๑๗ ๒.๓๕๖๗ ๑.๐๒๒๖ - ๔.๒๒๔๓ ๒.๓๕๖๗ On Peak : เวลา ๐๙:๐๐ – ๒๒:๐๐ น. วนั จันทร์ – วนั ศุกร์ Off Peak : เวลา ๒๒:๐๐ – ๐๙:๐๐ น. วนั จนั ทร์ – วันศุกร์ : เวลา ๐๐:๐๐ – ๒๔:๐๐ น. วนั เสาร์ – วนั อาทิตย์ วนั แรงงานแหง่ ชาติ วันหยุดราชการตามปกติ (ไม่รวมวนั พชื มงคลและวันหยดุ ชดเชย) ค่าใช้จ่ายในการทดแทนกรรมสิทธ์ิที่ดินสาหรับงานก่อสร้างสายส่ง ไฟฟา้ แรงสูง โดยกาหนดหลกั เกณฑแ์ นวระบบโครงขา่ ยไฟฟ้า ทัง้ น้ีเปน็ ไปตามระเบียบและหลกั เกณฑ์ ของคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน ดังน้ี

~ ๔๐ ~ - ผลกระทบตอ่ ชมุ ชนและสังคม - ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม - หลักวศิ วกรรม - หลกั เศรษฐศาสตร์ ในส่วนของค่าใช้จ่ายในการทดแทนกรรมสิทธ์ิที่ดิน จะพิจารณาจาก องค์ประกอบดังน้ี - ค่าทดแทนท่ีดินคิดตามราคาประเมินที่ดิน แต่ไม่เกินร้อยละ ๙๐ ของราคาประเมนิ - ค่าทดแทนต้นไม้ อ้างอิงตามราคาประกาศราคากลางบัญชีต้นไมแ้ ละ พชื ผลตามประกาศของ กกพ. - ค่าทดแทนราคาโรงเรือนและสิ่งปลูกสร้าง อ้างอิงตามราคากลาง ตามประกาศของ กกพ. - ค่าทดแทนอื่น ๆ โดยอ้างอิงตามต้นทุน ค่าใช้จ่าย ค่าดาเนินการ คา่ ดแู ลรกั ษา ตลอดจนคา่ เสียโอกาสตามหลักวชิ าการ ทั้งนี้ค่าเสียหายท่ีเกิดขึ้นจริง และในกรณีเจ้าของในกรรมสิทธ์ิ ในท่ีดินหรือทรัพย์สินท่ีถูกรอนสิทธ์ิไม่เห็นด้วยกับราคาประเมินค่ารอนสิทธิ์ที่ไดร้ ับ สามารถอุทธรณ์ ต่อ กกพ. ภายใน ๓๐ วัน หากมีคาวินิจฉัยแล้วหากมิเห็นด้วยกับคาวินิจฉัยของ กกพ. ก็สามารถ ฟ้องต่อศาลปกครองเพื่อให้เพิกถอนคาส่ังได้ภายใน ๙๐ วันนับแต่วันท่ีได้รับแจ้งหรือสิ้นสุด การพจิ ารณา ค่าใช้จ่ายในการดูแลรักษาการปรับเปล่ียนอุปกรณ์ของระบบส่ง โดยส่วนใหญ่อุปกรณ์ระบบส่งในสถานีไฟฟ้าแรงสูงท่ีมีอายุการใช้งาน ๓๐ ปี มีความเสี่ยงสูง ในการเกิดข้อขัดข้องในการใช้งานเกิดจากการเส่ือมสภาพตามอายุการใช้งาน เทคโนโลยี ท่ีล้าหลัง โดยแบง่ การดาเนนิ งานเป็น ๓ ระยะ คือ ระยะท่ี ๑ ปีงบประมาณ ๒๕๕๔ - ๒๕๕๘ วงเงิน งบประมาณ ๗๓๒ ล้านบาท จานวนอปุ กรณ์ ๒,๓๕๑ ชุด ระยะท่ี ๒ ปีงบประมาณ ๒๕๕๙ - ๒๕๖๔ วงเงินงบประมาณ ๔๗๕ ล้านบาท จานวนอุปกรณ์ ๖๖๕ ชุด ระยะท่ี ๓ ปีงบประมาณ ๒๕๖๕ - ๒๕๗๐ วงเงนิ งบประมาณ ๒๙๗ ล้านบาท จานวนอปุ กรณ์ ๔๖๕ ชุด ค่าใช้จ่ายและการสูญเสียแรงดันไฟฟ้าจากระบบส่ง ในปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๗ คาดการณว์ า่ จะมีค่าเฉลย่ี ของพลงั งานไฟฟา้ ท่สี ญู เสยี ในระบบจะอยู่ทป่ี ระมาณร้อยละ ๑.๕๕ ของการจ่ายไฟฟ้าทงั้ ระบบ ๓) การจาหน่ายไฟฟ้า (Distribution : D) ประกอบด้วยการไฟฟ้า นครหลวงรบั ผิดชอบการจาหน่ายไฟฟ้าให้กบั ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขตกรงุ เทพมหานคร จังหวัดนนทบุรี และ จังหวัดสมุทรปราการ มีจานวนผู้ใช้ไฟฟ้า ๓,๙๑๕,๖๑๓ ราย (ส้ินสุดในปี ๒๕๖๒) การไฟฟ้า ส่วนภูมิภาครับผิดชอบการจาหน่ายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าครอบคลุม ๗๔ จังหวัด มีจานวนผู้ใช้ไฟฟ้า ๒๐,๑๙๓,๘๖๕ ราย (ส้นิ สุดในปี ๒๕๖๒)

~ ๔๑ ~ ต้นทุนบาทต่อหน่วยของการจาหน่ายไฟฟ้า (Distribution : D) แบง่ เป็น - การไฟฟา้ นครหลวงและการไฟฟา้ ส่วนภูมภิ าค เทา่ กับ ๐.๕๕ บาทต่อหนว่ ย - ค่ากองทนุ พฒั นาโรงไฟฟ้า เท่ากับ ๐.๐๑ บาทตอ่ หนว่ ย - คา่ Ft เทา่ กบั -๐.๑๔ บาทต่อหนว่ ย ต้นทุนบาทต่อหน่วยของการส่งไฟฟ้า กฟผ. (Transmission : T) เทา่ กับ ๐.๔๒ บาทตอ่ หน่วย การไฟฟ้านครหลวงและคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับรับผิดชอบ ระบบจาหน่ายไฟฟ้า (Distribution : D) และการจาหน่ายไฟฟ้า (Retail : R) ค่าไฟฟ้าของทั้งประเทศจะอยู่ในอัตราเฉลี่ย เท่ากับ ๓.๖๖ บาทต่อหน่วย การไฟฟ้านครหลวง และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคมีต้นทุนในระบบจาหน่ายอยู่ในอัตรา ๐.๕๕ บาทต่อหน่วย หรือคิดเป็น ร้อยละ ๑๕ ซึ่งในอัตรา ๐.๕๕ บาทต่อหน่วย แบ่งเป็นในส่วนของการไฟฟ้านครหลวง ร้อยละ ๒๕ และในส่วนของการไฟฟ้าส่วนภมู ภิ าค รอ้ ยละ ๗๕ แ ผ น ก า ร ล ง ทุ น ข อ ง ก า ร ไ ฟ ฟ้ า น ค ร ห ล ว ง จ ะ ป ร ะ ก อ บ ด้ ว ย แผนการปรับปรุงและขยายระบบไฟฟ้า ซึ่งการไฟฟ้านครหลวงรับไฟฟ้ามาจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย ซ่ึงเป็นสถานีต้นทาง (Terminal Station) แล้วแปลงแรงดันไฟฟ้า ๖๙ กิโลโวลต์ เป็นระบบแรงดัน ๑๒ - ๒๔ กิโลโวลต์ จาหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในระบบแรงต่า ๔๑๖/๒๔๐ โวลต์ ประมาณ ๔,๐๐๐,๐๐๐ ราย ซึ่งแผนการลงทุนโครงสร้างระบบจาหน่ายในอนาคตและค่าใช้จ่าย ในการรอนสทิ ธ์ขิ องการไฟฟ้านครหลวง ประกอบด้วย (๑) แผนงานและโครงการลงทนุ ที่อยรู่ ะหวา่ งดาเนินการ ประกอบดว้ ย (๑.๑) แผนการปรับปรุงและขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบับท่ี ๑๒ พ.ศ. ๒๕๖๐ - ๒๕๖๔ จานวนเงิน ๘๔,๖๙๔ ล้านบาท ความคืบหน้ารอ้ ยละ ๔๘.๐๔ (๑.๒) แผนปฏิบัติการดิจิทัล พ.ศ. ๒๕๖๐ - ๒๕๖๕ จานวนเงิน ๗,๘๗๐ ล้านบาท ความคบื หน้ารอ้ ยละ ๔๖.๔๘ (๒) แผนงานและโครงการลงทนุ ภายใน ๓ ปี ประกอบด้วย (๒.๑) แผนการปรับปรุงและขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบับท่ี ๑๓ จานวนเงนิ ๙๘,๔๕๘ ลา้ นบาท ความคืบหนา้ อยู่ระหวา่ งการเสนอคณะรฐั มนตรพี จิ ารณา ในเบือ้ งตน้ (๒.๒) แผนจัดหายานพาหนะและยานพาหนะเคร่ืองมือกล ปี ๒๕๖๕ - ๒๕๗๐ จานวนเงิน ๒,๔๙๔ ล้านบาท ความคืบหน้าอยู่ระหว่างการเสนอคณะรัฐมนตรี พิจารณาในเบือ้ งต้น (๒.๓) แผนปฏิบัติการดิจิทัล พ.ศ. ๒๕๖๖ - ๒๕๗๐ จานวนเงิน ๔,๐๔๘ ล้านบาท ความคบื หนา้ อยูร่ ะหวา่ งการเสนอคณะรัฐมนตรีพจิ ารณาในเบ้อื งตน้

~ ๔๒ ~ (๓) ค่าใช้จ่ายในการดูแลรักษาการปรับเปล่ียนอุปกรณ์ของระบบ สายจาหน่ายและสถานไี ฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการดูแลรักษาการปรับเปล่ียนอุปกรณ์ของระบบ สายจาหน่ายและสถานีไฟฟ้า จะอยู่ในแผนปรับปรุงและขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบับท่ี ๑๒ และฉบับที่ ๑๓ โดยแผนปรับปรุงและขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบับท่ี ๑๒ เกี่ยวข้องกับ การปรับเปลี่ยนอุปกรณ์เสื่อมสภาพร้อยละ ๑๘ ส่วนในแผนปรับปรุงและขยายระบบจาหน่าย พลังไฟฟ้า ฉบับที่ ๑๓ จะเกี่ยวข้องกับการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์เสื่อมสภาพ ร้อยละ ๒๕ เน่ืองจาก การปรับเปล่ียนอุปกรณ์เสื่อมสภาพดังกล่าว จะมีมูลค่าสูงและเกี่ยวข้องกับอุปกรณ์ในสถานี ไฟฟ้าย่อย ซึ่งมีอายุการใช้งานประมาณ ๒๕ - ๓๐ ปี นอกจากนี้แผนปรับปรุงและขยายระบบ จาหนา่ ยพลังไฟฟา้ ฉบับที่ ๑๓ พ.ศ. ๒๕๖๕ – ๒๕๖๙ ดังกล่าวมกี าหนดระยะเวลาตามแผนงาน ๖ ปี ซ่ึงในแผนปรับปรุงและขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบบั ที่ ๑๒ พ.ศ. ๒๕๖๐ - ๒๕๖๔ และฉบบั ท่ี ๑๓ พ.ศ. ๒๕๖๕ – ๒๕๖๙ ตารางท่ี ๖ แผนปรบั ปรงุ และขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบบั ที่ ๑๒ และฉบบั ท่ี ๑๓ หนว่ ย : ล้านบาท แผนปรับปรุงและขยายระบบจาหนา่ ย รองรบั โหลด ความ อปุ กรณ์ รวม พลังไฟฟา้ ฉบับท่ี ๑๓ เชือ่ ถือได้ เส่ือมสภาพ ๗,๑๙๐.๒ ๘,๙๖๐.๖ ๑๐,๕๑๑.๖ ๒๖,๖๖๒.๔ ๑. สถานีต้นทางและสถานีย่อย ๑๖,๐๒๓.๕ ๕,๖๐๕.๕ ๖,๓๙๘.๔ ๒๘,๐๒๗.๔ ๒. สายส่ง ๑๕,๙๐๘.๗ ๒,๙๖๑.๑ ๗,๓๔๘.๑ ๒๖,๒๑๗.๘ ๓. ระบบแรงดนั กลางและตา่ ๑๑,๗๔๔.๐ ๒,๙๓๕.๙ ๑๔,๖๗๙.๙ ๔. พัฒนาระบบสายไฟฟา้ ใตด้ ิน ๒,๘๖๙.๙ - ๒,๘๖๙.๙ ๕. เพิ่มประสทิ ธิภาพการจา่ ยไฟฟ้า - ๒๓,๓๓๓.๐ - ๙๘,๔๕๗.๕ ๕๐,๘๖๖.๔ ๒๔,๒๕๘.๑ รวมเงนิ ลงทุน ๒๓ ๒๕ ๑๐๐ สัดส่วนเงนิ ลงทนุ (ร้อยละ) ๕๒ ความ อุปกรณ์ แผนปรับปรงุ และขยายระบบจาหน่าย เชอ่ื ถอื ได้ เสือ่ มสภาพ รวม รองรบั โหลด ๕,๗๒๕.๕ ๔,๖๕๙.๔ พลังไฟฟ้า ฉบับท่ี ๑๒ ๔,๘๘๑.๒ ๑,๐๘๗.๙ ๑๘,๐๘๘.๒ ๑. สถานีตน้ ทางและสถานีย่อย ๗,๗๐๓.๓ ๒,๐๙๓.๔ ๖,๙๔๐.๖ ๒๔,๔๐๕.๙ ๒. สายส่ง ๑๘,๔๓๖.๘ ๑๖๖.๓ - ๒๗,๐๗๒.๕ ๓. ระบบแรงดันกลางและต่า ๑๘,๐๓๘.๕ ๑,๘๕๐.๙ - ๔. พัฒนาระบบสายไฟฟ้าใต้ดิน ๑๔,๗๑๗.๓ ๑๒,๖๘๗.๙ ๖๖๔.๙ ๕. เพิ่มประสิทธิภาพการจ่ายไฟฟ้า ๔๙๘.๖ ๒๐ ๑๘ ๑,๘๕๐.๙ - ๗๒,๐๘๒.๔ รวมเงินลงทุน สัดสว่ นเงินลงทุน (รอ้ ยละ) ๔๔,๖๗๗.๒ ๑๐๐ ๒๒

~ ๔๓ ~ (๔) คา่ ใชจ้ า่ ยและการสญู เสยี แรงดนั ไฟฟา้ จากระบบสายจาหนา่ ย ค่าใช้จ่ายและการสูญเสียแรงดันไฟฟ้าจากระบบสายจาหน่าย ได้กาหนดเกณฑ์ให้การสูญเสียแรงดันไฟฟ้าจากระบบสายจาหน่ายในอัตราร้อยละ ๓.๖๐ บาท ซ่ึงตั้งแต่ปี ๒๕๕๘ - ๒๕๖๓ พบว่ามีสถิติการสูญเสียแรงดันไฟฟ้าจากระบบจาหน่าย ดังนี้ ปี ๒๕๕๘ ร้อยละ ๓.๔๙ บาท ปี ๒๕๕๙ รอ้ ยละ ๓.๓๒ ปี ๒๕๖๐ ร้อยละ ๓.๑๔ บาท ปี ๒๕๖๑ ร้อยละ ๓.๕๘ บาท ปี ๒๕๖๒ รอ้ ยละ ๓.๔๗ บาท และปี ๒๕๖๓ ร้อยละ ๓.๖๔ บาท (๕) แผนการลงทุนการนาระบบสายไฟฟ้าลงดิน และผลกระทบต่อ ค่าไฟฟา้ ในการดาเนินการนาระบบสายไฟฟา้ ลงดนิ ในการพิจารณาการลงทุนการนาระบบสายไฟฟ้าลงดินการไฟฟ้า นครหลวงมหี ลกั เกณฑใ์ นการพิจารณา ดังน้ี (๕.๑) แนวถนนสายหลักมีขนาดถนน ๔ ช่องการจราจรข้ึนไป ซึง่ เปน็ พ้นื ทท่ี ี่คาดว่า จะมีการพัฒนาของอสังหาริมทรพั ยใ์ นอนาคต ซึ่งจะทาให้ปริมาณความตอ้ งการ ใช้ไฟฟา้ ในบรเิ วณดงั กล่าวเพิ่มข้นึ (๕.๒) แนวก่อสร้างรถไฟฟา้ และสาธารณูปโภคทสี่ าคญั ซงึ่ เป็นพืน้ ที่ ท่ีมีการเปิดหน้าถนนของหน่วยงานอ่ืน ๆ ซึ่งหากการไฟฟ้านครหลวงวางแผนดาเนินการร่วมกับ หน่วยงานอืน่ ๆ พรอ้ มกันแล้วจะเป็นประโยชนใ์ นภาพรวมต่อการดาเนินการ (๕.๓) เป็นบริเวณย่านธุรกิจและสถานท่ีสาคัญ ซ่ึงเป็นพ้ืนที่ท่ีมี แนวโน้มมีความต้องการไฟฟ้าเพ่ิมขึ้นอย่างต่อเน่ือง และ / หรือระบบไฟฟ้าในพื้นท่ีที่จาเป็นต้องมี ความเช่อื ถือได้สูง (๕.๔) การไฟฟ้านครหลวงได้ประสานงานกับหน่วยงานเจ้าของ พื้นที่ ได้แก่ กรุงเทพมหานคร จังหวัดนนทบุรี และจังหวัดสมุทรปราการ เพ่ือร่วมกันพิจารณา คดั เลือกพืน้ ทด่ี าเนนิ การเพิ่มเตมิ โดยอ้างองิ หลักเกณฑ์ของการไฟฟ้านครหลวงเปน็ หลัก ตารางท่ี ๗ ภาพรวมโครงการสายไฟฟ้าลงดินของการไฟฟ้านครหลวง ทด่ี าเนนิ การแลว้ เสรจ็ โครงการ ระยะทาง (กม.) ปีทด่ี าเนินการ วงเงินลงทุน (ลา้ นบาท) ๑. สีลม ๒.๗ ๒๕๒๗-๒๕๓๑ ๑๓๒.๐ ๒. ปทุมวนั ๖.๗ ๒๕๓๕-๒๕๕๐ ๓๑๐.๐ ๓. จติ รดา ๖.๘ ๒๕๓๙-๒๕๕๐ ๔. พหลโยธิน ๘.๐ ๒๕๔๗-๒๕๕๗ ๓๔๕.๐ ๕. พญาไท ๓.๘ ๒๕๔๗-๒๕๕๗ ๖. สขุ ุมวิท ๑๒.๖ ๒๕๔๗-๒๕๕๘ ๖๒๓.๐ ๓๑๕.๐ ๘๐๒.๐

~ ๔๔ ~ โครงการ ระยะทาง (กม.) ปีทดี่ าเนินการ วงเงินลงทนุ ๖.๐ ๒๕๕๑-๒๕๕๙ (ล้านบาท) ๗. ปทมุ วนั จติ รดา และพญาไท ๕๕๓.๗ (เพ่มิ เติม) ๒.๐ ๒๕๕๑-๒๕๖๒ ๘. นนทรี (ถ.สาธปุ ระดษิ ฐ์, ถ.สว่าง ๔๘.๖ - ๖๙๘.๗ อารมณ์) ๓,๗๗๙.๔ รวมดาเนนิ การแล้วเสรจ็ ตารางที่ ๘ ภาพรวมโครงการสายไฟฟ้าลงดินของการไฟฟา้ นครหลวง ท่กี าลงั ดาเนนิ การ โครงการ ระยะทาง (กม.) ปีทด่ี าเนินการ วงเงินลงทุน (ลา้ นบาท) ๑. นนทรี (ส่วนทีเ่ หลอื ) ๖.๓ ๒๕๕๑-๒๕๖๔ ๒,๒๐๑.๑ ๒. พระราม ๓ ๑๐.๙ ๒๕๕๑-๒๕๖๕ ๕,๖๓๕.๓ ๓. รัชดาภเิ ษก-อโศก ๘.๒ ๒๕๕๖-๒๕๖๕ ๔,๕๕๔.๙๑ ๔. รชั ดาภิเษก-พระราม ๙ ๑๔.๓ ๒๕๕๖-๒๕๖๕ ๔,๓๔๔.๖๗ ๕. แผนพัฒนามหานครแห่งอาเซียน ๑๒๗.๓ ๒๕๕๙-๒๕๖๘ ๔๘,๗๑๗.๒ ๖. แผนงานฉบับปฏิบัติการเร่งรัด (Quick Win) ๒๐.๕ ๒๕๖๓-๒๕๖๖ ๓,๖๗๓.๔ รวมดาเนินการแล้วเสรจ็ ๑๘๗.๕ - ๖๙,๑๒๖.๖ ตารางท่ี ๙ ผลกระทบคา่ ไฟฟ้าในโครงการพัฒนาระบบสายไฟฟ้าลงดนิ ของการไฟฟ้านครหลวง โครงการ ระยะทาง ปีทดี่ าเนินการ วงเงนิ ลงทนุ ผลกระทบค่าไฟฟ้า (กม.) ๑. นนทรี (สว่ นทเ่ี หลือ) ๖.๓ ๒๕๕๑-๒๕๖๔ (ลา้ นบาท) (สตางค์ตอ่ หนว่ ย) ๒. พระราม ๓ ๑๐.๙ ๒๕๕๑-๒๕๖๕ ๓. รัชดาภิเษก-อโศก ๘.๒ ๒๕๕๖-๒๕๖๕ ๒,๒๐๑.๑ ๐.๑๐ ๔. รชั ดาภเิ ษก-พระราม ๙ ๑๔.๓ ๒๕๕๖-๒๕๖๕ ๕,๖๓๕.๓ ๕. แผนพัฒนามหานครแหง่ อาเซยี น ๑๒๗.๓ ๒๕๕๙-๒๕๖๘ ๔,๕๕๔.๙๑ ๐.๑๖ ๖. แผนงานฉบับปฏบิ ตั ิการ ๔,๓๔๔.๖๗ เร่งรัด (Quick Win) ๔๘,๗๑๗.๒ ๐.๙๖ รวมดาเนินการแลว้ เสร็จ ๒๐.๕ ๒๕๖๓-๒๕๖๖ ๓,๖๗๓.๔ ๐.๐๘๓ ๑๘๗.๕ - ๖๙,๑๒๖.๖

~ ๔๕ ~ ในส่วนแผนปรับปรุงและขยายระบบจาหน่ายพลังไฟฟ้าฉบับท่ี ๑๓ พ.ศ. ๒๕๖๕ – ๒๕๖๙ งานพัฒนาระบบสายไฟฟ้าใต้ดิน เป็นโครงการท่อี ยู่ระหวา่ งการนาเสนอโครงการ ซ่ึงโครงการ ระบบสายไฟฟ้าใต้ดิน เป็นโรงการท่ีรองรับความต้องการไฟฟ้าท่ีเพ่ิมขึ้นตามแนวรถไฟฟ้า เน่ืองจาก มีการก่อสร้างท่อร้อยสายใต้ดินร่วมไปพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้าแล้ว ซึ่งโครงการดังกล่าว ใช้งบประมาณทง้ั ส้ิน ๑๔,๖๗๙.๙ ล้านบาท มีระยะทาง ๗๗.๓๔ กิโลเมตร งบประมาณต่อระยะทาง รวม ๑๘๙.๘ ลา้ นบาท ส่งผลกระทบตอ่ ค่าไฟฟา้ ๐.๒๙ สตางค์ตอ่ หน่วย ส่วนการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคนั้น การไฟฟ้าส่วนภูมิภาครับไฟฟ้าจากระบบส่งของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก การนาเขา้ จากต่างประเทศ โดยจาหนา่ ยใหผ้ ้ใู ช้ไฟฟ้าประมาณ ๒๐ ลา้ นราย จานวน ๗๔ จงั หวดั ปี ๒๕๖๓ คณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีการทบทวนหลักเกณฑ์ ทางการเงินให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจปัจจุบัน โดยปรับลดอัตราผลตอบแทนการลงทุน ของการไฟฟ้า ร้อยละ ๑๐ (จากเดิมร้อยละ ๔.๗๓ ปรับลดลงเหลือร้อยละ ๔.๒๖) และนาวงเงิน ที่ได้มาลดเป็นคา่ ไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยแผนงานและโครงการท่ีสาคัญของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค มดี งั นี้ ๑) โครงการท่สี าคัญ (๑.๑) โครงการพัฒนาระบบส่งและจาหน่ายระยะที่ ๒ วงเงิน ๗๗,๓๓๔ ล้านบาท ซ่ึงคณะรัฐมนตรีอนุมัติโครงการในวันที่ ๒๖ พฤษภาคม ๒๕๖๓ โดยมีรายละเอียดโครงการท่ีสาคัญ คือ ก่อสร้างสถานีไฟฟ้า ๖๙ แห่ง ปรับปรุงสถานีไฟฟ้า ๒๒ แห่ง ก่อสร้าง / ปรับปรุงระบบจาหน่าย แรงสูง ๑๐,๖๑๒ วงจร - กิโลเมตร ก่อสร้าง / ปรับปรุงระบบจาหน่ายแรงต่า ๑๘,๒๖๐ วงจร - กิโลเมตร ก่อสรา้ ง / ปรบั ปรงุ ระบบจาหน่ายแรงสงู สายแยกย่อย ๙,๖๐๐ วงจร - กโิ ลเมตร (๑.๒) โครงการขยายเขตระบบไฟฟ้าให้บ้านเรือนราษฎรรายใหม่ ระยะที่ ๒ ปี ๒๕๖๑ - ๒๕๖๕ งบประมาณวงเงินรวม ๖,๕๖๕ ล้านบาท เป้าหมาย ๑๔๑,๙๖๐ ครัวเรือน หลักเกณฑ์ท่ีสาคัญ คือ จากัดค่าใช้จ่ายเฉลี่ยต่อครัวเรือนในการขยายเขตไม่จากัดวงเงิน ๗๕,๐๐๐ บาทต่อราย ไมต่ ้งั อยู่ในพน้ื ท่โี ครงการบ้านจดั สรร ตกึ แถว อาคารพาณิชย์ ซง่ึ ผ้ปู ระกอบการ ตอ้ งเป็นผู้จดั หาระบบไฟฟ้าให้ และตอ้ งไม่อยูใ่ นพื้นท่หี วงหา้ มใดของทางราชการ (๑.๓) แผนงานเร่งรดั ขยายเขตไฟฟา้ ให้พน้ื ที่ทากนิ ทางเกษตร ในปี ๒๕๖๔ - ๒๕๖๕ โ ด ย ก า ร ไ ฟฟ้ า ส่ ว น ภู มิ ภ า ค ช่ ว ย เ ห ลื อ ค่ า ใ ช้ จ่ า ย ใ น ก า ร ก่ อ ส ร้ า ง ร ะ บ บ ไ ฟฟ้ า ส า ห รั บ ผู้ ใ ช้ ไ ฟฟ้ า ภาคเกษตรกร วงเงิน ๑,๐๐๐ ล้านบาท มีหลักเกณฑ์ที่สาคัญ ได้แก่ มีค่าใช้จ่ายในการขยายเขต ไม่เกิน ๘๐,๐๐๐ บาทต่อราย เกษตรผู้ย่ืนคาร้องจะต้องข้ึนทะเบียนเกษตรกร (สมุดทะเบียน เกษตรกร) ต้องไม่อยู่ในพ้ืนที่หวงห้ามของทางราชการ เป็นพื้นที่สามารถก่อสร้างระบบจาหน่าย โดยวธิ ีปกั เสาพาดสายได้ ๒) การบารุงรกั ษาระบบจาหนา่ ยและสถานีไฟฟา้ มคี า่ ใชจ้ ่ายประมาณรอ้ ยละ ๕.๒ ของ ค่าใช้จ่ายประจาปี สามารถแบ่งเป็น ๒ ประเภทคือ ค่าใช้จ่ายเพ่ือการบารุงรักษาเชิงป้องกัน และ

~ ๔๖ ~ ค่าใช้จ่ายเพื่อการซ่อมแซมอุปกรณ์ในระบบจาหน่ายไฟฟ้า เช่น ค่าวัสดุซ่อมแซมและอุปกรณ์ ประกอบ เปน็ ตน้ ๓) ความสูญเสียในระบบจาหน่ายไฟฟ้า หน่วยท่ีสูญเสีย (ส่วนต่างของหน่วยที่ซอ้ื ไฟฟ้า จากแหล่งต่าง ๆ หักลบด้วยหน่วยท่ีจาหน่ายได้) ท่ีเกิดข้ึนในปี ๒๕๖๓ คิดเป็นร้อยละ ๕.๔๗ เป้าหมายหน่วยสญู เสีย ในปี ๒๕๖๔ อยูท่ ่ีรอ้ ยละ ๕.๔๐ ๔) แผนการลงทุนการนาสายไฟฟ้าลงดิน ในระยะเวลาตั้งแต่ปี ๒๕๔๖ - ๒๕๖๙ แบ่งเป็น (๔.๑) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าในเมืองใหญ่ ระยะที่ ๑ วงเงินลงทุน จานวน ๑๑,๖๖๘.๕๖ ลา้ นบาท (๔.๒) แผนงานปรับปรุงระบบไฟฟ้าสายไฟฟ้าลงดิน ๑ จังหวัด ๑ ถนนเฉลิม พระเกียรติ วงเงนิ ลงทุนจานวน ๔,๓๐๐ ล้านบาท ทั้งหมดจานวน ๗๔ จงั หวัด จงั หวดั ละ ๑ กโิ ลเมตร วงเงนิ ลงทุนจงั หวัดละไมเ่ กิน ๕๘ ล้านบาท (๔.๓) แผนงานในอนาคต มีโครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าในเมืองใหญ่ ระยะท่ี ๒ วงเงินลงทุนจานวน ๔,๐๐๐ ล้านบาท ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทารายงานการศึกษาความเหมาะสม ของโครงการ ๕) การขยายเขตไฟฟา้ ในเขตพนื้ ทีห่ ่างไกลมี ๒ โครงการ ดงั น้ี (๕.๑) โครงการขยายเขตระบบไฟฟ้า โดยใช้พลังงานทดแทนในเขตพื้นท่ีห่างไกล โดยการตดิ ตัง้ พลังงานทดแทนให้ครัวเรอื นในพ้ืนที่หา่ งไกล วงเงินรวม ๓๑.๒๐๕ ล้านบาท เป้าหมาย จานวน ๑๗๐ ครวั เรือน ในระบบจาหนา่ ยแรงต่า ๓.๕ วงจร - กโิ ลเมตร (๕.๒) โครงการก่อสร้างสายเคเบ้ิลใต้น้าไปยังเกาะเต่า จังหวัดสุราษฎร์ธานี รองรับ ความต้องการในการใช้ไฟฟ้าบนพ้ืนที่เกาะเต่า ถึงปี ๒๕๗๒ วงเงินลงทุน ๑,๗๗๖ ล้านบาท เป็นสายเคเบิ้ลใต้น้าระบบ ๓๓ กิโลโวลต์ แบบ XLPE ขนาด ๓๐๐ ตารางมิลลิเมตร จากบริเวณ อ่าวหินงามแหลมยายชี อาเภอเกาะพะงัน ไปยังอ่าวเทียน ตาบลเกาะเต่า ระยะทาง ๔๔ กิโลเมตร และก่อสร้างระบบจาหน่ายบนเกาะเต่า ระยะทาง ๒๑ วงจร - กิโลเมตร ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ ๑๘ กุมภาพันธ์ ๒๕๖๓ โดยโครงการนี้มีผลตอบแทนการลงทุนร้อยละ -๕.๓๐ แต่มีผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ ร้อยละ ๓๖ ๔) ผู้ใช้ไฟฟ้า (Customer : C) โดยมีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เป็นผู้กาหนดนโยบาย และมีคณะกรรมการกากับกจิ การพลงั งาน (กกพ.) เป็นผู้กากับดูแล มีปริมาณ การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศมีท้ังส้ิน ๑๙๔,๙๔๙ ล้านหน่วย (สิ้นสุดในปี ๒๕๖๒) โดยการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เรียกเก็บค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉล่ีย เท่ากับ ๓.๖๖ บาทต่อหนว่ ย

~ ๔๗ ~ ภาพที่ ๑๓ องค์ประกอบค่าไฟฟา้ ปี ๒๕๖๒ ตามรายไดโ้ ครงสรา้ งอตั ราค่าไฟฟา้ ๓.๕ ประเภทผใู้ ช้ไฟฟ้าและอัตราค่าไฟฟ้าแต่ละประเภท การกาหนดอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละเดือน จะประกอบด้วย ๓ ส่วน คือ ๑) อัตรา ค่าไฟฟ้าฐาน ๒) อัตราค่าไฟฟ้าผันแปร และ ๓) ภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการคิดค่าไฟฟ้าปัจจุบัน ได้แยก ตน้ ทุนคา่ ไฟฟ้าในแต่ละสว่ นเพ่อื ให้มีความชัดเจน ดงั นี้ ๑) ค่าไฟฟ้าฐาน จะมีการคานวณใหม่ทุก ๆ ๓ - ๖ ปี เพ่ือให้สะท้อนต้นทุน ที่แท้จริงโดยจะหลักเกณฑ์ คือ ๑.๑) เงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนที่เหมาะสมของ การไฟฟ้า และ ๑.๒) ค่าเช้ือเพลิงค่าซ้ือไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐโดยจะกาหนด ตามนโยบายของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ทั้งน้ีค่าไฟฟ้าฐานจะแตกต่างกัน ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้าในแต่ละประเภท ๒) ค่าไฟฟ้าผันแปร หรือ ค่า Ft จะมีการปรับทุก ๆ ๔ เดือน ทั้งน้ี ปรับตามต้นทุน ท่ีเปล่ียนแปลงจากค่าไฟฟ้าฐาน โดยจะคานวณจาก ค่าเชื้อเพลิงของ กฟผ. ค่าไฟฟ้าจาก IPP, SPP และการรับซอ้ื จากต่างประเทศ และค่าใช้จ่ายตามนโยบายต่าง ๆ ของรัฐบาล กองทนุ พฒั นา เปน็ ต้น ๓) คา่ บริการ จะคดิ แตกตา่ งกนั ตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ๔) ภาษมี ูลคา่ เพ่มิ ร้อยละ ๗ ของค่าไฟฟา้ ฐาน คา่ บริการและค่า Ft นอกจากน้ีแล้วองค์ประกอบค่าไฟฟ้าฐานยังมีหลักเกณฑ์และรายละเอียดที่นามา คานวณ เช่น การก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง ระบบจาหน่าย ค่าการผลิตพลังงานไฟฟ้าภายใต้ สมมตุ ิฐานปริมาณ ความตอ้ งการใชไ้ ฟฟ้า ราคาเชอ้ื เพลงิ ผลตอบแทน

~ ๔๘ ~ ในส่วนของผใู้ ช้ไฟฟ้าท่ีต้องจา่ ยคา่ ไฟฟา้ จะมีทั้งหมด ๘ ประเภท ซ่ึงประกอบดว้ ย ๑) ประเภทบา้ นพักอาศยั (Residential) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้าในบ้านพักอาศัย โดยต่อผ่านเคร่ืองวัด หน่วยไฟฟ้าเครื่องเดียว โดยค่าไฟฟ้าอัตรารายเดือนแบบขั้นบันได (อัตราก้าวหน้า) สาหรับบ้านพัก อาศัย แบ่งเป็น ๒ ประเภท ได้แก่ บ้านพักอาศัยท่ีมปี รมิ าณไม่เกิน ๑๕๐ หน่วยต่อเดอื น มีค่าบริการ ๘.๑๙ บาทต่อเดือน และบ้านพักอาศัยที่มีปริมาณการใช้พลังงานไฟฟ้าเกินกว่า ๑๕๐ ต่อเดือน มีคา่ บริการ ๓๘.๒๒ บาทตอ่ เดอื น อตั ราปกติปริมาณการใชพ้ ลงั งานไฟฟา้ ไมเ่ กิน ๑๕๐ หน่วยตอ่ เดอื น อตั ราปกติปริมาณการใชพ้ ลังงานไฟฟา้ เกนิ กวา่ ๑๕๐ หน่วยตอ่ เดือน ภาพที่ ๑๔ อตั ราค่าไฟฟา้ ประเภทบา้ นพกั อาศัย (Residential) ๒) ประเภทกจิ การขนาดเล็ก (Small General) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้าเพื่อประกอบธุรกิจ ธุรกิจรวมกับ ที่อยู่อาศัย อุตสาหกรรม ส่วนราชการ ท่ีมีลักษณะเป็นอุตสาหกรรม ซ่ึงมีความต้องการพลังไฟฟ้า เฉลย่ี ใน ๑๕ นาทที ีส่ งู สดุ ตา่ กว่า ๓๐ กิโลวตั ต์ โดยผา่ นเคร่อื งวดั หน่วยไฟฟ้าเครอ่ื งเดยี ว

~ ๔๙ ~ อัตราปกติ อัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff : TOU Tariff) ภาพที่ ๑๕ อตั ราคา่ ไฟฟา้ ประเภทกจิ การขนาดเลก็ (Small General) ๓) ประเภทกจิ การขนาดกลาง (Medium General) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้าเพ่ือประกอบธุรกิจ อุตสาหกรรม ส่วนราชการ ที่มีลักษณะเป็นอุตสาหกรรม รัฐวิสาหกิจ สถานท่ีทาการเกี่ยวกับกิจการต่างชาติและ สถานท่ที าการขององคก์ ารระหวา่ งประเทศ ตลอดจนบริเวณทเี่ ก่ียวข้อง ซึ่งมคี วามต้องการพลงั ไฟฟา้ เฉล่ียใน ๑๕ นาทีที่สูงสุด ตั้งแต่ ๓๐ กิโลวัตต์ แต่ไม่เกิน ๑,๐๐๐ กิโลวัตต์ และมีปริมาณการใช้ พลังงานไฟฟ้าเฉล่ีย ๓ เดือน ไม่เกิน ๒๕๐,๐๐๐ หน่วยต่อเดือน โดยผ่านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เครอื่ งเดยี ว

~ ๕๐ ~ อตั ราปกติ อตั ราตามชว่ งเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff : TOU Tariff) ภาพท่ี ๑๖ อตั ราค่าไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง (Medium General) ๔) ประเภทกจิ การขนาดใหญ่ (Large General) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้าเพ่ือประกอบธุรกิจ อุตสาหกรรม ส่วนราชการ ซ่ึงมีความต้องการพลังไฟฟ้าเฉล่ียใน ๑๕ นาทีที่สูงสุด ต้ังแต่ ๑,๐๐๐ กิโลวัตต์ ข้ึนไป หรือมีปริมาณการใช้พลังงานไฟฟ้าเฉลี่ย ๓ เดือน เกินกว่า ๒๕๐,๐๐๐ หน่วยต่อเดือน โดยผ่านเครือ่ งวดั หนว่ ยไฟฟ้าเครื่องเดียว

~ ๕๑ ~ อัตราตามช่วงเวลาของวนั (Time of Day Tariff : TOD Tariff) อตั ราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff : TOU Tariff) ภาพท่ี ๑๗ อตั ราค่าไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (Large General) ๕) ประเภทกจิ การเฉพาะอย่าง (Specific Business) ลกั ษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้าเพ่อื ประกอบกิจการโรงแรมและกิจการ ให้เช่าพักอาศัย ตลอดจนบริเวณท่ีเก่ียวข้อง ซ่ึงมีความต้องการพลังไฟฟ้าเฉล่ียใน ๑๕ นาทีท่ีสูงสุด ตัง้ แต่ ๓๐ กโิ ลวัตตข์ นึ้ ไป โดยผ่านเครือ่ งวดั หนว่ ยไฟฟ้าเครอื่ งเดยี ว อัตราปกติ

~ ๕๒ ~ อัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff : TOU Tariff) ภาพที่ ๑๘ อตั ราค่าไฟฟา้ ประเภทกิจการเฉพาะอยา่ ง (Specific Business) ๖) ประเภทส่วนราชการและองค์กรท่ีไม่แสวงหากาไร (Government and Nonprofit) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้าส่วนราชการ หน่วยงานตามกฎหมายว่า ด้วยระเบียบบริหารราชการท้องถิ่น สานักงานหรือหน่วยงานอ่ืนใดของรัฐ ตลอดจนบริเวณ ที่เก่ียวข้อง ซึ่งมีความต้องการพลังไฟฟ้าเฉล่ียใน ๑๕ นาทีที่สูงสุด ต่ากว่า ๑,๐๐๐ กิโลวัตต์ และ มีปริมาณการใช้พลังงานไฟฟ้าเฉล่ีย ๓ เดือน ไม่เกิน ๒๕๐,๐๐๐ หน่วยต่อเดือน รวมถึงองค์กรที่ไม่ใช่ ส่วนราชการแต่มีวัตถุประสงค์ในการให้บริการโดยไม่คิดค่าตอบแทน รวมถึงสถานที่ท่ีใช้ ในการประกอบศาสนกิจ แต่ไม่รวมถึงหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ สถานท่ีทาการเก่ียวกับกิจการของ ต่างชาติ และสถานทที่ าการขององค์การระหว่างประเทศ โดยผ่านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้าเครื่องเดยี ว อตั ราปกติ

~ ๕๓ ~ อตั ราตามชว่ งเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff : TOU Tariff) ภาพที่ ๑๙ อตั ราค่าไฟฟา้ ประเภทส่วนราชการและองคก์ รทไ่ี ม่แสวงหากาไร (Government and Nonprofit) ๗) ประเภทสบู น้าเพอื่ การเกษตร (Agriculture Pumping) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใช้ไฟฟ้ากับเครื่องสูบน้าเพ่ือการเกษตรของ สว่ นราชการ สหกรณเ์ พือ่ การเกษตร กลุ่มเกษตรที่จดทะเบียนจัดต้ังกล่มุ เกษตรกร โดยผา่ นเครอ่ื งวัด หนว่ ยไฟฟ้าเคร่อื งเดยี ว อัตราปกติ อตั ราตามชว่ งเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff : TOU Tariff) ภาพท่ี ๒๐ อตั ราคา่ ไฟฟ้าประเภทสบู น้าเพอ่ื การเกษตร (Agriculture Pumping)

~ ๕๔ ~ ๘) ประเภทผใู้ ช้ไฟฟา้ ช่ัวคราว (Temporary) ลักษณะการใช้ : สาหรับการใชไ้ ฟฟ้าของหนว่ ยราชการหรือหน่วยงานอ่นื ใด ของรัฐ องค์กรปกครองส่วนท้องถ่ิน รัฐวิสาหกิจ และเอกชน เพ่ืองานก่อสร้าง จัดงานข้ึนเป็นพิเศษ ช่ัวคราว สถานทีท่ ีไ่ มม่ ีทะเบยี นบา้ นของสานกั งานทะเบียนส่วนทอ้ งถ่นิ โดยผ่านเครอ่ื งวัดหนว่ ยไฟฟา้ เครอื่ งเดยี ว โดยมอี ตั รารายเดือน (ทุกระดบั แรงดันไฟฟา้ ) หน่วยละ ๖.๘๐๒๕ บาท รวมถึงการใช้ไฟฟ้าท่ีไม่คิดมูลค่า (Free of Charge) ท่ีมีลักษณะการใช้ไฟฟ้า ประเภทอาคารสานักงานของการไฟฟา้ ฯ ไฟถนน ไฟสาธารณะ เป็นตน้ ๓.๖ แผนบรหิ ารจดั การกา๊ ซธรรมชาติ พ.ศ. ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ (Gas Plan 2018) เป็นการวางแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของ ประเทศในราคาท่ีเป็นธรรม รวมทั้ง บริหารจัดการระบบโครงการพ้ืนฐานให้มีความมั่นคงและ มีประสิทธิภาพ รองรับการพัฒนาเศรษฐกิจ สังคม โดยคานึงถึงสมดุลสิ่งแวดล้อม โดยกาหนด เป้าหมายการดาเนินงานใน ๔ ด้านสาคัญ ดังน้ี ๑) ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่าง ๆ เพ่ือลดปัญหามลพิษ ทางอากาศ ๒) เรง่ รัดการสารวจและผลิตกา๊ ซธรรมชาตจิ ากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ ๓) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมและเพียงพอกับ ความตอ้ งการใช้ในระดบั ภูมิภาค ๔) ส่งเสริมการแข่งขันในกจิ การก๊าซธรรมชาติ เ มื่ อ เ ป รี ย บ เ ที ย บ PDP2015 กั บ PDP2018 Rev. 1 พ บ ว่ า มี เ ป้ า ห ม า ย ท่ีแตกต่างกันโดย PDP2015 มีเป้าหมายในการกระจายเช้ือเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า ลดสัดส่วนของ ก๊าซธรรมชาติ โดยมีสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าร้อยละ ๓๗ ในปี ๒๕๗๙ ขณะที่ แผน PDP2018 Rev. 1 มีเป้าหมายในการกระจายระบบผลิตไฟฟ้าเพ่ือสร้างความมั่นคงในระดับ ภมู ิภาค โดยมีสดั ส่วนการใช้กา๊ ซธรรมชาติผลติ ไฟฟ้าร้อยละ ๕๓ ในปี ๒๕๘๐

~ ๕๕ ~ ภาพท่ี ๒๑ เปรยี บเทยี บ PDP2015 กับ PDP2018 Rev. 1 แนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ เพ่ิมขึ้น เฉล่ียร้อยละ ๐.๗ ต่อปี คาดว่า ในปี ๒๕๘๐ จะอยู่ในระดับ จานวน ๕,๓๔๘ ล้านลูกบาศก์ฟตุ ต่อวนั โดยเป็นความตอ้ งการใช้ในการผลิตไฟฟ้า ร้อยละ ๖๗ การใชใ้ นภาคอตุ สาหกรรม รอ้ ยละ ๒๑ การใช้ ในโรงแยกก๊าซ ร้อยละ ๑๑ และใช้ในภาคขนสง่ รอ้ ยละ ๑ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มเพ่ิมขึ้น เฉล่ียร้อยละ ๑.๖ ต่อปี โดยอ้างอิงตาม PDP2018 Rev. 1 ซึ่งมีสัดส่วนไฟฟ้าที่ผลิตจาก ก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ ๕๓ ของการผลิตไฟฟ้าทั้งประเทศ ในปี ๒๕๘๐ โดยคาดว่า ความต้องการ ก๊าซธรรมชาติจะเพ่ิมข้ึนจาก จานวน ๒,๖๘๐ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี ๒๕๖๑ เป็นจานวน ๓,๖๐๓ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นร้อยละ ๖๗ ของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติท้ังหมด ในปี ๒๕๘๐ ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีแนวโน้มเพ่ิมข้ึน เฉล่ียร้อยละ ๒.๐ ต่อปี จะเพ่ิมข้ึนจากจานวน ๗๖๒ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี ๒๕๖๑ เป็นจานวน ๑,๑๑๖ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นร้อยละ ๒๑ ของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ทัง้ หมดในปี ๒๕๘๐ โรงแยกก๊าซ คาดการณ์ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติลดลงเฉลี่ยร้อยละ ๓ ต่อปี จาก ๑,๐๑๔ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวนั ในปี ๒๕๖๑ เป็น ๕๖๓ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวนั คิดเป็นรอ้ ยละ ๑๑ ของความต้องการใชก้ า๊ ซธรรมชาตทิ ัง้ หมด ในปี ๒๕๘๐

~ ๕๖ ~ ภาคขนส่ง ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติลดลงเฉล่ียร้อยละ ๖.๑ ต่อปี จาก ๒๒๐ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี ๒๕๖๑ เป็น ๖๖ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นร้อยละ ๑ ของความตอ้ งการใช้ก๊าซธรรมชาติท้ังหมด ในปี ๒๕๘๐ ภาพท่ี ๒๒ ประมาณการความตอ้ งการใช้กา๊ ซธรรมชาติ ในปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ (Gas Plan ๒๐๑๘) ประมาณการการจดั หาก๊าซธรรมชาติ แนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา รวมทั้ง LNG ท่ีมีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ท่ีต้องจัดหาเพิ่ม ตั้งแต่ปี ๒๕๖๓ จาเป็นต้องมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติ หรือ LNG เพิ่มเติม ทั้งน้ีจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มข้ึน จากประมาณ ๔,๖๗๖ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี ๒๕๖๑ เป็น ๕,๓๔๘ ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี ๒๕๘๐ ในกรณีทีก่ ารจดั หาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเตมิ จากที่มีสัญญาเพื่อรองรบั ความตอ้ งการใช้ ของประเทศเป็น LNG ท้ังหมด พบว่า ในปี ๒๕๘๐ ความต้องการ LNG ท้ังหมดอยู่ท่ีประมาณ ๒๖ ล้านต่อปี เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าสาหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และ โรงไฟฟา้ ใหม่ ตามแผน PDP2018 Rev. 1 ประมาณ ๑.๕ - ๓.๐ ลา้ นตันตอ่ ปี ตั้งแตป่ ี ๒๕๗๐

~ ๕๗ ~ ภาพที่ ๒๓ ประมาณการความต้องการใชแ้ ละการจดั หาก๊าซธรรมชาติ ในปี ๒๕๖๑ - ๒๕๘๐ (Gas Plan 2018) โครงสรา้ งราคากา๊ ซธรรมชาติ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันท่ี ๒๓ กุมภาพันธ์ ๒๕๕๔ ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกาหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยกาหนดให้การซือ้ ขายกา๊ ซธรรมชาตแิ บ่งเป็น ๒ ลักษณะ คือ ๑) สัญญาที่มีความแน่นอน (Firm) เป็นสัญญาซ้ือขายก๊าซธรรมชาติที่มีการตกลง ปริมาณซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ชัดเจน โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของสัญญานี้ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้ เชอื้ เพลงิ อ่นื ได้ ๒) สัญญาท่ีไม่แน่นอน (Non-Firm) เป็นสัญญาซ้ือขายก๊าซธรรมชาติท่ีมี ปริมาณการซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่สามารถเปลี่ยนแปลงได้ โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติประเภทนี้มี ทางเลือกในการใช้เช้ือเพลงิ อืน่ ทดแทนได้ สญั ญาทมี่ ีความแนน่ อน (Firm) ใชส้ ูตรการคานวณ ดังนี้ P = WH + S + T โดย P = ราคากา๊ ซธรรมชาติ มหี นว่ ยเปน็ บาทตอ่ ล้านบที ียู WH = ราคาเฉล่ียของเน้ือก๊าซธรรมชาติที่ส่งเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติ มีหน่วยเป็น บาทต่อล้านบีทียู แบ่งเป็น ๒ กลุ่มคือ ๑) Gulf Gas เป็นก๊าซธรรมชาติสาหรับโรงแยกก๊าซ