![programmer_ener](http://www.gravatar.com/avatar/f993fd4247d701baeff765b954dd0bd1?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
programmer_ener
แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย
แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 ได้ถูกประกาศใช้อย่าง เป็นทางการไปเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ พ.ศ. 2558 โดยแผนแม่บทฯ ดังกล่าวได้กำหนดกรอบและแนวทางของการพัฒนา ระบบสมาร์ทกริดขึ้นในประเทศไทยในภาพรวม เพื่อให้การดำเนินการของหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเป็นไปอย่างสอดคล้องในทิศทางเดียวกัน ต่อมา สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระสั้นขึ้น ซึ่งมีกรอบระยะเวลาครอบคลุมกรอบปี พ.ศ. 2560 จนถึงปี พ.ศ. 2564 ซึ่งตรงกับกรอบเวลาระยะสั้นภายใต้แผนแม่บทฯ โดยแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นนั้น เป็นแผนการที่มีความสอดคล้องตามแนวทางของแผนแม่บทฯ แต่จะประกอบไปด้วยรายละเอียดมากขึ้นเพื่อให้หน่วยงานและภาคส่วนต่างๆ ที่เกี่ยวข้องสามารถดำเนินการให้เกิดผลอย่างเป็นรูปธรรมได้
แผนการขับเคลื่อนฯ มีวัตถุประสงค์หลักเพื่อให้การขับเคลื่อนการดำเนินการของหน่วยงานต่างๆ ภายใต้กรอบ ของแผนแม่บทฯ เป็นไปอย่างเป็นรูปธรรมและสามารถนำไปสู่ผลที่เห็นได้ชัดเจน โดยจะเน้นการเตรียมโครงสร้าง สำหรับดำเนินการขับเคลื่อน การศึกษาวิจัยเพื่อนำไปสู่ออกแบบโครงการนำร่องที่มีประสิทธิภาพ การดำเนินโครงการนำร่องด้านสมาร์ทกริด การเสริมสร้างขีดความสามารถภายในประเทศ การทำความเข้าใจกับผู้เกี่ยวข้อง การติดตาม ประเมินผล รวมถึงการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดในระยะปานกลางต่อไป
ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart Grid)
คำนำ
ไฟฟ้าเป็นพลังงานประเภทหนึ่งที่มีรูปแบบการใช้งานที่หลากหลายที่สุดเมื่อเปรียบเทียบกับพลังงานประเภทอื่นๆ โครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นในการผลิต การส่ง การจำหน่าย และการใช้ไฟฟ้าซึ่งได้มีการใช้งานมาอย่างยาวนานในช่วงหลายทศวรรษที่ผ่านมา ทำให้พลังงานไฟฟ้ามีส่วนสำคัญต่อการเติบโตทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรมของประเทศ ทั้งนี้ การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจที่สูงขึ้นส่งผลให้มีความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่มีคุณภาพและมีความเชื่อถือได้มากขึ้นตามไปด้วย เนื่องจากหากเกิดความขัดข้องในที่ใดที่หนึ่งในระบบไฟฟ้าก็อาจก่อให้เกิดความเสียหายเป็นวงกว้างต่อทั้งระบบเศรษฐกิจของประเทศได้ปัจจุบัน ประเทศไทยผลิตไฟฟ้าโดยใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลัก การใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลเพื่อผลิตไฟฟ้าส่งผลให้มีการปลดปล่อยก๊าซ CO2 ออกมาในปริมาณมาก โดยมลภาวะที่เกิดจากการปลดปล่อย CO2 ที่มากขึ้นรวมถึงความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น ผลักดันให้เกิดการเปลี่ยนแปลงในอุตสาหกรรมการผลิตไฟฟ้าโดยมีเป้าหมายเพื่อจัดหาไฟฟ้าให้เพียงพอรองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้น แต่ในขณะเดียวกันจะต้องมีการปลดปล่อยก๊าซ CO2 ที่น้อยลง รวมถึงจะต้องมีการจัดการในด้านการผลิต การส่ง การจำหน่าย และด้านการใช้พลังงานไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพสูงขึ้น ดังนั้น การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จึงเป็นแนวทางหนึ่งที่จะช่วยลดการปลดปล่อยก๊าซ CO2 ได้อย่างไรก็ตาม แม้ว่าอัตราการขยายตัวของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีแนวโน้มที่สูงขึ้น แต่เมื่อเปรียบเทียบกับพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดแล้วถือว่าพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวยังมีสัดส่วนอยู่น้อยมาก อีกทั้งการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนยังมีปัญหาในเรื่องความไม่แน่นอนของแหล่งผลิตและความไม่ต่อเนื่องหรือความไม่สม่ำเสมอของพลังงานที่ผลิตได้ ซึ่งเป็นปัญหาที่ต้องหาวิธีปรับปรุงแก้ไขต่อไปการที่จะเชื่อมต่อแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นเข้ากับระบบได้อย่างมีเสถียรภาพและมีประสิทธิภาพจะต้องทำการปรับปรุงและเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า ซึ่งแนวทางหนึ่งที่เป็นไปได้ก็คือการพัฒนาระบบไฟฟ้าให้เป็นระบบโครงข่ายที่มีความชาญฉลาดหรือที่เรียกว่าเป็นระบบ“สมาร์ทกริด” (Smart grid)
ประโยชน์จากการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด
การพัฒนาระบบสมาร์ทกริด คือ การพัฒนาให้ระบบไฟฟ้าที่นำเทคโนโลยีหลายประเภทเข้ามาทำงานร่วมกัน เพื่อให้สามารถตอบสนองต่อการทำงานได้อย่างชาญฉลาดมากขึ้น ระบบไฟฟ้าจะมีความสามารถมากขึ้น โดยใช้ทรัพยากรที่น้อยลง มีประสิทธิภาพ มีความน่าเชื่อถือ ปลอดภัย และเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม ทั้งนี้ การพัฒนาระบบ Smart grid ของประเทศไทย นอกจากเป็นการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าเดิมให้มีประสิทธิภาพการใช้งานให้ดีขึ้นเพื่อรองรับการประยุกต์ใช้งานต่าง ๆ ในระยะยาวจากการเปลี่ยนแปลงตามสภาพเศรษฐกิจและสังคมในปัจจุบันและอนาคตแล้ว การพัฒนาและปรับปรุงระบบโครงข่ายไฟฟ้าเดิมให้เป็นระบบ Smart grid ยังถือเป็นการเพิ่มและเปิดโอกาสในการพัฒนาต่อยอดด้านต่าง ๆ ของประเทศไทยให้ดียิ่งขึ้นอีกด้วย
ค้นหาข้อมูลเพิ่มเติมได้ที่ : http://www.thai-smartgrid.com/
VSPP
ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Very Small Power Producer VSPP)
VSPP ย่อมาจาก Very Small Power Producer หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก ความหมาย VSPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้าทั้งภาคเอกชน รัฐบาล รัฐวิสาหกิจ และประชาชนทั่วไปที่มีการจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 MW เมื่อปี พ.ศ. 2543 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษ สาหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ SPP ขนาด เล็ก เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้า โดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง และปี 2545 การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก โดยวัตถุประสงค์ของการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ก็เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ทรัพยากรภายในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ\ลดการ พึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ซึ่งเป็นการลดค่าใช้จ่ายการนาเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศและลดผลกระทบต่อ สิ่งแวดล้อม และช่วยแบ่งเบาภาระด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและจาหน่ายไฟฟ้า
มาตรการจูงใจด้านราคาแก่ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ซึ่งมี ดร. ปิยสวัสดิ์ อัมระนันท์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานได้อนุมัติการประกาศการขยายการรับ ซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และเห็นชอบมาตรการจูงใจทางด้านราคา โดยภาครัฐจะให้การสนับสนุน VSPP รายใหม่ เป็นเวลา 7 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จะได้ส่วนเพิ่ม (Adder) ซึ่งหาก VSPP ที่ใช้พลังงานชีวมวล และขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าจำหน่ายราคาค่าไฟฟ้าต่อหน่วยที่ขายได้จากพลังงานชี วมวลจะเท่ากับ ค่าไฟฟ้าฐาน + ส่วนเพิ่ม 0.30 บาทซึ่งค่าไฟฟ้าฐานปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 2.50 บาทต่อหน่วย ดังนั้น ราคาค่าไฟฟ้าที่ขายได้จะเท่ากับ 2.80 บาทต่อหน่ว
ผลที่ได้จากมาตรการจูงใจด้านราคา
จากมาตรการ Adder คาดว่าจะสามารถกระตุ้นให้เกิดการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้า VSPP ขนาดไม่เกิน 10 MW ในระดับหนึ่งแม้ว่าการสนับสนุน Adder จะไม่มากดังที่หลายฝ่ายต้องการ แต่หากมีนักลงทุนใดที่ประสงค์จะลงทุนสร้าง VSPP และคำนวณหาผลตอบแทนโดยรวมการสนับสนุน Adder เข้าไปด้วย และหากผลตอบแทนเป็นที่น่าพอใจ ก็จะเกิดการลงทุนโรงไฟฟ้า VSPP ขึ้น ดังนั้น หากนโยบายของมาตรการจูงใจทางด้านราคาสัมฤทธิผล ก็จะทำให้เกิด Supply Chain Management ของ VSPP คือ กระตุ้นการเพาะปลูกพืชต่างๆ และการบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพสูงขึ้น เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบของโรงไฟฟ้า เช่น แกลบ, อ้อย, ปาล์ม, เศษไม้ต่างๆ, ข้าวโพด, มันสาปะหลัง ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อชาวนาและ ชาวสวนในการเพิ่มปริมาณการเพาะปลูกพืชต่างๆ เพิ่มขึ้น
การบริหาร จัดการขยะต่างๆ ที่เป็นปัญหาของชุมชนต่างๆ โดยเฉพาะในกทม. ที่มีขยะเกิดขึ้นแต่ละวันอย่างมากมาย ซึ่งมีหลายฝ่ายรวมถึงนักลงทุนที่ต้องการจะสร้างโรงไฟฟ้าที่จะใช้ขยะเป็น วัตถุดิบ ดังนั้น โรงไฟฟ้าก็จะต้องการขยะในประเภทที่เหมาะกับโรงไฟฟ้าของตน ซึ่งก็จะกระตุ้นให้เกิดการบริหารจัดการขยะเป็นไปตามโรงไฟฟ้า จะเกิดการขนส่งวัตถุดิบจากแหล่งต่างๆ ไปยังโรงไฟฟ้า ซึ่งต้องอาศัย รถบรรทุกขน หรืออาจจะเป็นเรือ หรือรถไฟ แล้วแต่ความเหมาะสมของแต่ละบริเวณ และจะเกิดบริษัทนายหน้าในการที่จะบริหารจัดการวัตถุดิบที่โรงไฟฟ้าต้องการ เพิ่มงานการออกแบบโรงไฟฟ้าและอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้อง รวมถึงการรับเหมาก่อสร้างตาม EPC (Energy Performance Contract) และมีการนำเข้าเครื่องจักรและเทคโนโลยีที่เกี่ยวกับโรงไฟฟ้าในแต่ละประเภท เชื้อเพลิง รวมถึงเกิดการจ้างงานทาให้คนไทยมีงานทาเพิ่มขึ้นด้วยเกิดธุรกรรมทางการเงิน รูปแบบต่างๆ เช่น การสนับสนุนด้านสินเชื่อทั้งในรูปแบบระยะสั้นและระยะยาว และในอนาคตสามารถนาโรงไฟฟ้า VSPP เข้าไปจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ MAI หรือ SET ก็ได้ ทำให้เพิ่มมูลค่าของทั้งสองตลาด อย่างไรก็ตามมาตรการนี้อาจจะส่งผลในทางลบกับชุมชนหรือสังคมบ้าง ซึ่งหากการบริหารจัดการไม่ดีหรือไม่มีประสิทธิภาพเพียงพอ ก็จะทำให้เกิดปัญหาได้ เช่น หากไม่จำกัดโซนหรือบริเวณของการตั้งโรงไฟฟ้า VSPP ก็ จะทำให้เกิดการแย่งซื้อวัตถุดิบที่จะใช้เป็นเชื้อเพลิงทำให้วัตถุดิบใน บริเวณที่มีความต้องการมากเกิดการขาดแคลน หรือราคาเพิ่มขึ้นผิดปกติหากชุมชนไม่เข้าใจกัน ก็จะเกิดความไม่พอใจในการที่จะไม่ให้มีการสร้างโรงไฟฟ้าในชุมชนนั้น หรืออาจเกิดปัญหาอื่นๆ ตามมาซึ่งคาดไม่ถึงมาตรการจูงใจด้านราคาแก่ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน คาดว่าจะผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรีในเดือนธันวาคม 49 นี้ และจะประกาศใช้ต้นปี 2550 โดยการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค จะประกาศเป็นระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
ที่มา : http://www.pptc.co.th
สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน : Download
สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration : Download
SPP
ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กคืออะไร
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
SPP มีความเป็นมาอย่างไร
คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ ให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. ต่อมาได้มีการขยายปริมาณการรับซื้อเป็นลำดับ โดยในครั้งล่าสุด เมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ขยายปริมาณการรับซื้อเป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานนอกรูปแบบ กากหรือวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า
วัตถุประสงค์ของการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กคืออะไร
1. เพื่อส่งเสริมให้ผู้ผลิตรายเล็กเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า
2. เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศ และพลังงานนอกรูปแบบในการผลิตไฟฟ้า
3. เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ต้นพลังงานในการผลิตไฟฟ้าให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น
4. เพื่อช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิต และระบบจำหน่ายไฟฟ้า
ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
IPP
นโยบายของรัฐเกี่ยวกับ IPP
กฟผ. ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer : IPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ รอบแรก เมื่อเดือนธันวาคม 2537 โดยกำหนดที่จะรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รวมทั้งหมด 5,800 MW สำหรับช่วงปี 2539-2546 ในขณะนี้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก IPP ไปแล้ว 7 โครงการ รวมปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ กฟผ. 5,944 MW
รัฐมีนโยบายในการส่งเสริมให้เอกชนเข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2532 โดยตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ส่วนหนึ่งจะมีการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) ซึ่งเป็นนโยบายที่รัฐส่งเสริมให้เอกชน เข้ามามีบทบาทมากขึ้น ในกิจการไฟฟ้าของประเทศ ทั้งนี้ได้กำหนดให้ กฟผ. มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนรายใหญ่ ในระยะแรก ปริมาณ 3,800 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2537 เป็นต้นมา แต่เนื่องจากความต้องการไฟฟ้าในช่วงเวลานั้น เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติให้เพิ่มการรับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตเอกชนรายใหญ่ (IPP) อีก 1,600 เมกะวัตต์ โดยให้อำนาจ กฟผ. พิจารณาเพิ่มลดได้ร้อยละ 20
เงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP
เงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผู้ผลิตเอกชนรายใหญ่ (IPP) เป็นเงื่อนไขที่มีลักษณะสากล โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้
1) ให้ผู้ผลิตเอกชนเป็นผู้เสนอพลังงานที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยให้ความสำคัญกับเชื้อเพลิงที่สะอาดเป็นที่ยอมรับของประชาชน ราคามีเสถียรภาพ มีความแน่นอนในการจัดหา และส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งพลังงานของประเทศ ได้แก่ พลังงานนอกรูปแบบ (ไม่รวมนิวเคลียร์) ก๊าซธรรมชาติทั้งที่ผลิตในประเทศและนำเข้า ถ่านหิน และออริมัลชั่น
2) ให้ผู้ผลิตเอกชนเป็นผู้เสนอสถานที่ตั้ง โดยกำหนดลำดับความสำคัญของพื้นที่ในภาพกว้างเบื้องต้น สอดคล้องตามแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ในการพัฒนาเมืองหลักเมืองรอง เพื่อการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ประกอบกับการพิจารณาแหล่งผู้ใช้ไฟฟ้า ปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต และระยะห่างจากระบบสายส่งของ กฟผ. ดังนี้
- ภาคกลาง (เหนือกรุงเทพฯ : สระบุรี ลพบุรี อ่างทอง สิงห์บุรี อยุธยา นครนายก ฯลฯ)
- ชายฝั่งทะเลอ่าวไทยด้านตะวันตก (ประจวบคีรีขันธ์ เพชรบุรี ราชบุรี สมุทรสาคร สมุทรสงคราม)
- ชายฝั่งทะเลภาคตะวันออก (ชลบุรี ระยอง จันทบุรี ปราจีนบุรี สระแก้ว)
3) เนื่องจาก กฟผ. เป็นผู้สั่งให้เดินเครื่องโรงไฟฟ้า และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า จึงกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า เป็นสองส่วน (Two Part Tariff) ส่วนหนึ่งกำหนดจากต้นทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของเอกชน และค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆ (Fixed Costs) ซึ่งเรียกว่า ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) และอีกส่วนหนึ่ง กำหนดจากค่าเชื้อเพลิงและค่าใช้จ่ายผันแปรอื่นๆ ที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้า เพื่อจำหน่ายเข้าระบบของ กฟผ. ซึ่งเรียกว่า ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ทั้งนี้ โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในส่วนแรก เป็นค่าใช้จ่ายที่ต้องจ่าย ไม่ว่า กฟผ. จะสั่งเดินเครื่องจากผู้ผลิตเอกชนหรือไม่ แต่โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในส่วนหลัง เป็นค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้น เมื่อมีการสั่งให้โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าส่งเข้าระบบของ กฟผ. และจะผันแปรไปตามราคาเชื้อเพลิงเป็นหลัก (ในกรณีที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เอง แม้ว่าโรงไฟฟ้าจะไม่เดินเครื่อง กฟผ. ก็ต้องจ่ายค่าดอกเบี้ย เงินต้น และค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆ เช่นกัน ดังนั้นการจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้ IPP จึงอยู่บนหลักการเดียวกัน)
4) โรงไฟฟ้าของผู้ผลิตเอกชน จะต้องปฏิบัติตามมาตรฐานทางด้านสิ่งแวดล้อม ที่ทางราชการกำหนด โดยจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม เพื่อขอความเห็นชอบ จากสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม ก่อนดำเนินการก่อสร้างโครงการ โดยในรายงานฯ จะต้องเสนอมาตรการ ที่สามารถลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมได้จริง และมีความเหมาะสม รวมทั้ง ต้องมีมาตรการติดตาม ตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อม ซึ่งจะครอบคลุมทั้งในด้านคุณภาพอากาศ และคุณภาพน้ำ เพื่อรายงานกรมโรงงานอุตสาหกรรม และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมทราบทุกระยะ กรณีที่จะมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการ และ/หรือ มาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม และมาตรการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อม จะต้องขอความเห็นชอบจากสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม ก่อนดำเนินการเปลี่ยนแปลง
ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
รัฐมีนโยบายในการส่งเสริมให้เอกชนเข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าเริ่มตั้งแต่ปี 2532 ด้วยเหตุผลดังนี้
1. เพิ่มการแข่งขันในกิจการพลังงาน ทำให้กิจการพลังงานมีประสิทธิภาพมากขึ้น และผู้บริโภคมีพลังงานใช้อย่างเพียงพอในราคาที่เหมาะสม
2. ลดภาะการลงทุนของรัฐและลดภาระหนี้สินของรัฐ/ประเทศ
3. ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
4. ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับบริการและคุณภาพไฟฟ้าที่ดีขึ้น
5. สนับสนุนให้ประชาชน มีส่วนร่วม ในการพัฒนากิจการด้านพลังงานของประเทศ
6. ช่วยพัฒนาตลาดทุน
แผนพัฒนาระบบไฟฟ้ารองรับ AEC
ตามที่ประเทศสมาชิกอาเซียนจะรวมตัวกันเป็นประชาคมอาเซียน (ASEAN Community) ซึ่งมีประเทศสมาชิกจำนวน 10 ประเทศ ได้แก่ ประเทศบรูไน, ประเทศกัมพูชา, ประเทศ สปป.ลาว, ประเทศอินโดนีเซีย, ประเทศมาเลเซีย, ประเทศพม่า, ประเทศสิงค์โปร์, ประเทศฟิลิปปินส์, ประเทศเวียดนาม และประเทศไทย ในปี 2558 เพื่อเพิ่มอำนาจต่อรองและขีดความสามารถการแข่งขันของอาเซียนระหว่างประเทศในทุกด้าน รวมถึงความสามารถในการรับมือกับปัญหาต่างๆ ในโลกที่ส่งผลกระทบมาถึงภูมิภาคอาเซียน ซึ่งประชาคมอาเซียนดังกล่าว ประกอบด้วย 3 เสาหลัก กล่าวคือ ประชาคมการเมืองและความมั่นคงอาเซียน (ASEAN Security Community – ASC) ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (ASEAN Economic Community – AEC) และประชาคมสังคมและวัฒนธรรมอาเซียน (ASEAN Socio-Cultural Community – ASCC) นอกจากนี้ อาเซียนยังมีความร่วมมือด้านพลังงาน (Plan of Action on Energy Cooperation: PAEC) ซึ่งปัจจุบันเป็น PAEC 2010 - 2015 โดยมีแนวทางความร่วมมือเกี่ยวกับ 1) การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ก๊าซ และพลังงานจากทรัพยากรทางน้ำ และการเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟ้า (ASEAN Power Grid) 2) การส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและการอนุรักษ์พลังงาน 3) การพัฒนาพลังงานทดแทน 4) การพัฒนาเทคโนโลยีถ่านหินอย่างปราศจากมลพิษ
ในส่วนประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) มีการส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงาน รวมถึงการเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิก (ASEAN Power Grid) ผ่านระบบส่งไฟฟ้าแรงสูง เพื่อให้แต่ละประเทศใช้ทรัพยากรต่างๆ ร่วมกันให้เกิดประโยชน์สูงสุด ส่งเสริมแนวคิดการใช้พลังงานอย่างยั่งยืนและมีประสิทธิภาพเพื่อเสริมความมั่นคงทางด้านพลังงานและเศรษฐกิจ โดยเฉพาะประเทศในกลุ่ม Greater Mekong Subregion (GMS) ซึ่งเป็นกลุ่มประเทศอาเซียนภาคพื้นดินตอนบน ได้แก่ ประเทศกัมพูชา, ประเทศ สปป.ลาว, ประเทศพม่า, ประเทศเวียดนาม ประเทศไทย และ สาธารณรัฐประชาชนจีนเนื่องจากสามารถก่อสร้างการเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟ้าได้รวดเร็ว
ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้มีแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน เพื่อเตรียมความพร้อมในการพัฒนาและเชื่อมโยงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานในภูมิภาค และเป็นศูนย์กลางพลังงานในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน ดังนั้นเพื่อให้การจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ สามารถบรรลุเป้าหมาย จึงได้มีการแต่งตั้งคณะทำงานจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน โดยคณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ ศึกษา วิเคราะห์ กำหนดกรอบแนวทาง และจัดทำนโยบายและแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นประธานคณะทำงาน รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นรองประธานคณะทำงาน ผู้อำนวยการสำนักนโยบายไฟฟ้า ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ผู้แทนจาก 3 การไฟฟ้าเป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกลุ่มราคาไฟฟ้าและคุณภาพบริการ เป็นคณะทำงานและเลขานุการ
รายงานแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน เป็นรายงานเสนอแนวทางการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อให้สามารถแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านได้อย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดเมื่อประเทศไทยเข้าสู่ AEC ในปี 2558
โครงการความร่วมมือด้านพลังงาน ไทย-เมียนมาร์
ประเทศไทยและเมียนมาร์ได้เคยมีการลงนามบันทึกความเข้าใจ (MOU) ด้านพลังงาน เมื่อวันที่ 4 กรกฏาคม 2540 เพื่อพัฒนาความร่วมมือในการรับซื้อไฟฟ้าจากเมียนมาร์ปริมาณ 1,500 MW
อย่างไรก็ตาม MOU ได้หมดอายุลงเมื่อปี 2553 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องลงนาม MOU ใหม่ก่อนการเจรจาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับเมียนมาร์ต่อไป
โครงการที่มีศักยภาพในเมียนมาร์มีหลายโครงการ ได้แก่ โครงการมาย – กก (ถ่ายหินลิกไนต์ 390 MW) ข้อตกลงเดิมได้หมดอายุลงแล้ว ปัจจุบันผู้พัฒนาโครงการอยู่ระหว่างดำเนินการเพื่อขอเริ่มเจรจาซื้อไฟฟ้าใหม่
โครงการฮัจยี (1,360 MW) และโครงการมายตง (ถ่านหินลิกไนต์ 7,000 MW) อยู่ระหว่างการศึกษาโดยมีแผนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าให้ไทยนอกเหนือจากโครงการข้างต้น เมียนมาร์ยังมีทรัพยากรน้ำซึ่งสามารถนำมาผลิตไฟฟ้าอีก เช่น โครงการสาละวินตอนบน และโครงการสาละวินตอนล่าง
โครงการโรงไฟฟ้าไซยะบุรี
ความเป็นมา
การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศไทย ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องทุกๆ ปี กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยมีภารกิจสาคัญในการจัดหาแหล่งผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าให้เพียงพอและมั่นคง โดยมีอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสม และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด
จากภารกิจดังกล่าว กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยได้วางแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้า โดยพิจารณาแหล่งผลิตภายในประเทศเป็นอันดับแรก ซึ่งประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ใช้เชื้อเพลิงสะอาด เช่น ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินคุณภาพสูง โรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นต้น โดยมีการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าอย่างหลากหลาย เพื่อให้เกิดความมั่นคงต่อระบบการผลิตไฟฟ้า
นอกจากการจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าในประเทศแล้ว ยังมีอีกทางเลือกหนึ่งที่สาคัญ คือ การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยรัฐบาลไทยได้ลงนามบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) กับรัฐบาลประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ราชอาณาจักรกัมพูชา และสาธารณรัฐประชาชนจีน เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านสาหรับจำหน่ายให้ประเทศไทย โดยโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำไซยะบุรี เป็นโครงการที่จะผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยกับรัฐบาล สปป. ลาว
ลักษณะโครงการ
โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำไซยะบุรี ตั้งอยู่ในแขวงไซยะบุรีของ สปป.ลาว เป็นการสร้างเขื่อนทดน้ำบนแม่น้ำโขงเพื่อยกระดับน้ำให้สูงขึ้น โดยไม่มีการผันน้ำออกจากแม่น้ำโขงและไม่มีการกักเก็บน้ำเหมือนเขื่อนที่มีอ่างเก็บน้ำทั่วๆ ไป การสร้างเขื่อนทดน้ำจะทำให้ระดับน้ำในแม่น้ำโขงสูงขึ้นเฉพาะช่วงแขวงไซยะบุรี ไปถึงตอนใต้ของเมืองหลวงพระบาง โดยมีระดับน้ำใกล้เคียงกับระดับน้ำสูงสุดในฤดูน้ำหลากตามธรรมชาติ ส่วนตอนล่างของแม่น้ำโขงจะมีระดับน้ำปกติตามธรรมชาติ
โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำไซยะบุรี มีลักษณะเป็นเขื่อนคอนกรีตเสริมเหล็ก ยาว 810 เมตร ความสูงหัวน้ำใช้งาน (Rated Net Head) 28.5 เมตร มีการติดตั้งประตูระบายน้ำเพื่อใช้ผลิตกระแสไฟฟ้าจำนวน 10 บาน โดยติดตั้งเครื่องกาเนิดไฟฟ้าขนาด 175 เมกะวัตต์ จำนวน 7 เครื่อง เพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทย และขนาด 60 เมกะวัตต์ จานวน 1 เครื่อง เพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าให้แก่ สปป. ลาว รวมกำลังผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 1,285 เมกะวัตต์ สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 7,370 ล้านหน่วย
โครงการนี้ออกแบบให้มีประตูน้ำสำหรับเรือสัญจรติดกับเขื่อนด้านขวา กว้าง 12 เมตร ยาว 120 เมตร เพื่อรองรับการสัญจรทางน้ำสำหรับเรือขนส่งขนาด 500 ตัน และมีทางปลาผ่านเพื่อรักษาพันธุ์ปลา กว้าง 10 เมตร ติดกับเขื่อนด้านซ้าย นอกจากนี้ ยังออกแบบให้มีทางระบายน้ำล้นฉุกเฉินเพื่อช่วยระบายน้ำเมื่อเกิดอุทกภัยในฤดูน้ำหลาก เมื่อโครงการสร้างแล้วเสร็จ จะปล่อยน้ำไหลผ่านในแต่ละวันเท่ากับปริมาณน้ำที่ไหลเข้า โดยไม่มีการกักเก็บน้ำไว้ ดังนั้น ปริมาณน้ำในลุ่มแม่โขงจะเป็นไปตามธรรมชาติตลอดทั้งปี
ประโยชน์ของโครงการ
เมื่อโครงการไซยะบุรีก่อสร้างแล้วเสร็จ จะส่งพลังไฟฟ้าให้ประเทศไทยจำนวน 1,220 เมกะวัตต์ ที่จุดส่งมอบไฟฟ้าชายแดนไทย-ลาว เป็นระยะเวลา 29 ปี ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2562 เป็นต้นไป คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณปีละ 6,929 ล้านหน่วย โครงการฯ มีอัตราค่าไฟฟ้าคงที่ไม่เปลี่ยนแปลงตามราคาเชื้อเพลิงในตลาดโลก และยังเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่แข่งขันได้เมื่อเปรียบเทียบกับทางเลือกอื่นๆ กล่าวคือ มีอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน 2.16 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ตลอดอายุสัญญา 29 ปี ขณะที่โรงไฟฟ้าทางเลือกในประเทศ คือ โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ในช่วงประมาณ 2.90 ถึง 4.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง นอกจากนี้ การซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านยังเป็นการส่งเสริมความสัมพันธ์อันดีทางเศรษฐกิจและสังคมของทั้งสองประเทศ
การจัดการผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ผู้พัฒนาโครงการ (Xayaburi Power Company Limited) ได้ดำเนินการศึกษาผลกระทบด้านสังคมและสิ่งแวดล้อม ในด้านผลกระทบต่อคุณภาพน้ำ อากาศ ดิน ป่าไม้ สัตว์ป่า สัตว์น้ำ และระบบนิเวศวิทยาโดยรวม และนำเสนอรายงานการศึกษาดังกล่าว พร้อมทั้งแผนงานแก้ไขปัญหาผลกระทบต่อรัฐบาล สปป. ลาว
เนื่องจากโครงการฯ ตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ผู้พัฒนาโครงการได้ดำเนินการออบแบบโครงการฯ ตามแนวทางปฏิบัติ (Guideline) ของคณะกรรมาธิการแม่น้ำโขง (Mekong River Commission : MRC) โดยมีแผนงานสำคัญในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม สรุปได้ดังนี้
1. การจัดทำระบบทางปลาผ่าน
ผู้พัฒนาโครงการฯ จะจัดให้มีทางปลาว่ายน้ำผ่านขึ้นลงขนาดกว้าง 10 เมตร เพื่อให้ปลาสามารถเดินทางได้ตามฤดูกาลต่างๆ รวมทั้งจะจัดให้มีสถานีขยายพันธุ์ปลา เพื่อให้มั่นใจว่าจะมีผลผลิตที่เหมาะสมต่อการประกอบอาชีพประมงของประชาชนที่อาศัยตามริมฝั่งแม่น้ำโขง
2. ช่องทางเดินเรือ
ปัจจุบันการคมนาคมและการขนส่งทางเรือไม่สามารถทำได้ตลอดปี เพราะช่วงหน้าแล้งจะมีเกาะแก่งโผล่ขึ้นหลายแห่ง จึงเป็นอุปสรรคต่อการเดินเรือขนาดใหญ่ ผู้พัฒนาโครงการฯ จะก่อสร้างช่องทางเดินเรือที่รองรับเรือขนส่งสินค้าขนาดใหญ่ 500 ตัน ทำให้การเดินเรือสะดวกมากกว่าเดิม
3. การระบายตะกอน
สำหรับตะกอนแขวนลอยที่มากับน้ำนั้น โดยธรรมชาติจะมีมากในช่วงน้ำหลากที่มีปริมาณน้ำมากและน้ำไหลเร็ว ส่วนในฤดูแล้งตะกอนจะน้อยลง และเนื่องจากโครงการได้ปล่อยน้ำผ่านในปริมาณที่ไหลอยู่ตามธรรมชาติทุกวัน ความเร็วของน้ำจะใกล้เคียงกับธรรมชาติเดิม อย่างไรก็ตามโครงการได้ออกแบบให้มีประตูระบายทรายเพิ่มเติมไว้ เพื่อไม่ให้ขัดขวางการไหลของตะกอนและอาหารของสิ่งมีชีวิตในลาน้ำอีกส่วนหนึ่งด้วย
4. การป้องกันการกัดเซาะตลิ่ง
การป้องกันการกัดเซาะตลิ่ง โครงการฯ จะรักษาการระบายน้ำให้เท่ากับปริมาณน้ำที่ไหลในลุ่มแม่น้ำโขงในแต่ละวัน โดยการควบคุมน้ำจะเป็นแบบรายวัน การเปลี่ยนแปลงระดับน้ำเหนือเขื่อนไม่เกิน 0.5 เมตร และท้ายเขื่อนไม่เกิน 1.5 เมตร ดังนั้น เมื่อโครงการนี้แล้วเสร็จ ระดับน้ำด้านเหนือเขื่อนจะค่อนข้างคงที่ตลอดเวลา ส่วนทางด้านท้ายน้ำนั้นจะเป็นไปตามธรรมชาติ คือ ระดับน้ำจะสูงในฤดูน้ำมากและต่ำในฤดูน้ำน้อย ซึ่งขึ้นอยู่กับปริมาณน้ำในแม่น้ำโขงตามปกติ
การซื้อขายไฟฟ้าอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง
ลักษณะทั่วไปของประเทศในกลุ่มอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง
ประเทศในกลุ่มอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง (The Greater Mekong Sub region : GMS) 6 ประเทศ ได้แก่ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ,กัมพูชา ,สหภาพพม่า ,เวียดนาม ,ยูนนานของสาธารณรัฐประชาชนจีน และไทย มีความแตกต่างกันในหลายด้าน ความอุดมของทรัพยากรธรรมชาติ ซึ่งรวมการเพาะปลูก ป่าไม้และแหล่งประมง ที่อุดมสมบูรณ์ ศักยภาพของแร่ธาตุ ที่มีมากมาย และแหล่งพลังงานมากมาย ในรูปของพลังน้ำ ถ่านหิน และปริมาณน้ำมันสำรอง อนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง ครอบคลุมพื้นที่ประมาณ 2.3 ล้านตารางกิโลเมตร ขนาดประชากรประมาณ 250 ล้านคน
การพัฒนาเศรษฐกิจในช่วงที่ผ่านมา
การขยายตัวทางเศรษฐกิจของทุกประเทศในช่วงปี 2538-2539 ก่อนเกิดวิกฤติการณ์ทางเศรษฐกิจ อยู่ในระดับสูงประมาณร้อยละ 6-10 แต่หลังเกิดวิกฤติในปี 2540 เศรษฐกิจของแต่ละประเทศใน GMS เริ่มชะลอตัวลง จากข้อมูลในตารางที่ 2.1 แสดงถึงผลกระทบซึ่งแต่ละประเทศได้รับแตกต่างกัน จะเห็นว่าประเทศไทย ได้รับผลกระทบจากวิกฤติเศรษฐกิจ รุนแรงที่สุด โดยอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ ที่แท้จริงในปี 2540 และ 2541 ติดลบร้อยละ 1.5 และ 10.8 ตามลำดับประเทศในกลุ่ม GMS อยู่ช่วงการเปลี่ยนจากการวางแผนที่ส่วนกลาง สู่เศรษฐกิจที่ขยายฐานทางการตลาด เป็นเศรษฐกิจแบบเปิด ขณะที่ลักษณะเศรษฐกิจ ของแต่ละประเทศในอนุภูมิภาค แตกต่างกันมากในแง่ขนาด และโครงสร้าง แต่ทุกประเทศในลุ่มแม่น้ำโขง มีอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจที่สูง ในช่วงหลายปีที่ผ่านมา จนกระทั่งเกิดวิกฤตทางการเงินและเศรษฐกิจในอาเซียน ในส่วนของผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติต่อหัว อยู่ระหว่าง 260-1,960 เหรียญสหรัฐ การมีไฟฟ้าใช้ (13-97%) และการใช้ไฟฟ้า (34-1,300 กิโลวัตต์-ชั่วโมง/ปี/คน) ยังมีความแตกต่างกัน อย่างมีนัยสำคัญ
การใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน
ตลาดซื้อขายไฟฟ้าที่สำคัญใน GMS อยู่ใน 3 ประเทศ ได้แก่ ไทย ยูนนาน และเวียตนาม โดยในปี 2543 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 86,214 27,696 และ 22,241 ล้านหน่วย ตามลำดับ หรือคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 61 20 และ 16 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งหมดตามลำดับ (แสดงในตารางที่ 3.1) สัดส่วนนี้คาดว่าจะค่อยๆ ลดลงในอนาคต เนื่องจากประเทศ ที่มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าน้อย ได้แก่ สหภาพพม่า สปป.ลาว และกัมพูชา จะมีแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้า สูงขึ้นในอนาคต ภาคอุตสาหกรรม ยังคงเป็นภาคหลัก ที่มีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้าสูง และเป็นตัวผลักดัน ให้ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น ในขณะที่ภาคครัวเรือนของทุกประเทศใน GMS มีอัตราการเติบโตของการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างมาก เนื่องจากความต้องการใช้อุปกรณ์ไฟฟ้า ที่เริ่มต้นจากฐานที่ต่ำ เมื่อเปรียบเทียบกับประเทศ ที่พัฒนาแล้ว ซึ่งยังไม่ถึงจุดอิ่มตัว
อัตราค่าไฟฟ้า
ในปี 2543อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยในประเทศไทย สหภาพพม่า และเวียดนาม ประมาณ 4.9-5.2 เซนต์ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับ สปป. ลาว อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยในอัตรา 2.3 เซนต์ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ซึ่งค่อนข้างต่ำมาก โดยเฉพาะในภาคครัวเรือนอัตราค่าไฟฟ้า เท่ากับ 1.5 เซนต์ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยรัฐบาลให้เงินอุดหนุนค่าไฟฟ้าแก่ประชาชน ในขณะที่อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของกัมพูชา เท่ากับ 16 เซนต์ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เนื่องจากโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ มีขนาดเล็ก และใช้เชื้อเพลิงดีเซล ในการผลิตไฟฟ้า สำหรับยูนนาน ของสาธารณรัฐประชาชนจีน อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยเท่ากับ 3.7 เซนต์ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
บทสรุป
ปัจจุบันประเทศในกลุ่มอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง กำลังดำเนินโครงการเชื่อมโยง ระบบส่งไฟฟ้า และการซื้อขายไฟฟ้าใน GMS ซี่งโครงการนี้ หากจัดทำแล้วเสร็จ จะทำให้ระบบกำลังผลิตไฟฟ้า ของอนุภูมิภาค มีความมั่นคง และช่วยสนับสนุนการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภาคลุ่มแม่น้ำโขง โดยจากผลการศึกษาของธนาคารโลกในปี 2541 พบว่าจะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ได้ถึง 460 พันล้านบาท ในช่วง 20 ปี (2544-2563) และลดมลภาวะจากปรากฏการณ์ก๊าซเรือนกระจก เนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ได้คิดเป็นมูลค่าถึง 18,000 ล้านบาทต่อปี รวมทั้งเป็นฐานที่ก่อให้เกิดรายได้ อันจะส่งผลดีต่อการขยายตัวทางด้านการค้า การพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคอีกด้วย