programmer_ener
TOU
Introduction
อัตราค่าไฟฟ้า ตามช่วงเวลา ของการใช้ หรือ ทีโอยู (Time of Use Rate - TOU) เริ่มนำมาใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540 โดยขณะนั้นกำหนดช่วง On Peak ตั้งแต่วันจันทร์-วันเสาร์ เวลา 09.00-22.00 น. และช่วง Off Peak ตั้งแต่วันจันทร์-เสาร์ เวลา 22.00-09.00 น. และวันอาทิตย์ทั้งวัน โดยกำหนดให้ อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู เป็นอัตราเลือก สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายเดิม แต่เป็นอัตราบังคับ สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหม่ ที่ใช้พลังงานไฟฟ้า ตั้งแต่ 355,000 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป หรือใช้พลังไฟฟ้า เกินกว่า 2,000 กิโลวัตต์ขึ้นไป ปรากฏว่า ในช่วง 3 ปี (จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2543) มีผู้ใช้ไฟฟ้า ใช้อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู ทั้งสิ้น 562 ราย ส่วนใหญ่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้า ที่สมัครใจ เลือกใช้อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู
ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2543 รัฐบาลได้ประกาศ โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และได้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู ให้มีช่วง Off Peak มากขึ้น คือ เพิ่มวันเสาร์ และวันหยุดราชการ (ยกเว้นวันหยุดชดเชย) ทั้งวันด้วย และกำหนดให้เป็นอัตราเลือก สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายเดิม แต่เป็นอัตราบังคับ สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้า กิจการเฉพาะอย่าง (กิจการโรงแรม) และผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหม่ ที่ใช้พลังงานไฟฟ้า ตั้งแต่ 250,000 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป หรือใช้พลังไฟฟ้าเกินกว่า 1,000 กิโลวัตต์ขึ้นไป ผลปรากฏว่า ในรอบ 1 ปีที่ผ่านมา (สิ้นเดือนกันยายน 2544) มีผู้ใช้ไฟฟ้า ใช้อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู เพิ่มขึ้นเป็น 2,920 ราย ผู้ใช้ไฟฟ้า ทีโอยู เหล่านี้ ส่วนใหญ่ มีความพึงพอใจ กับอัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู (เนื่องจาก ทำให้ค่าไฟฟ้า ของตนลดลง เมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าเดิม
Rate
คือ อัตราการจัดเก็บค่าไฟฟ้าที่ขึ้นอยู่กับช่วงเวลาการใช้ โดยแบ่งออกเป็น 2 ช่วง คือ
- On Peak ตั้งแต่วันจันทร์-วันศุกร์ เวลา 09.00-22.00 น.
- Off Peak ตั้งแต่วันจันทร์-วันศุกร์ เวลา 22.00-09.00 น.
และวันเสาร์-อาทิตย์ วันหยุดราชการ (ไม่รวมวันหยุดชดเชย) ทั้งวัน
อัตราค่าไฟฟ้าทีโอยูที่กำหนดใช้ในปัจจุบัน สะท้อนถึงต้นทุนไฟฟ้าอย่างแท้จริง กล่าวคือ ในช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าสูง (On Peak) ค่าไฟฟ้าจะสูง เนื่องจากการไฟฟ้า ต้องลงทุนสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง / สายจำหน่าย ให้เพียงพอ ต่อความต้องการไฟฟ้าในช่วงนี้ และต้องใช้เชื้อเพลิงทุกชนิด (ทั้งถูกและแพง) ในการผลิตไฟฟ้า แต่ในช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าต่ำ (Off Peak) ค่าไฟฟ้าจะต่ำ เนื่องจาก การไฟฟ้าไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้า และระบบสายส่ง / สายจำหน่าย (สร้างไว้แล้วในช่วง On Peak) จึงไม่มีต้นทุนค่าไฟฟ้าในส่วนนี้ มีเพียงต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งการไฟฟ้า สามารถเลือกใช้เชื้อเพลิง ที่ถูกมาผลิตไฟฟ้า จึงทำให้ต้นทุนพลังงานไฟฟ้า ในช่วง Off Peak ต่ำกว่าช่วง On Peak มากกว่าครึ่งหนึ่ง
ทำอย่างไรให้ได้ประโยชน์จาก TOU
อัตรา TOU สามารถประหยัดค่าไฟฟ้าลงได้ เมื่อมีการบริหารการใช้ไฟฟ้าที่ดีและเหมาะสม เช่น
1. หลีกเลี่ยงการใช้อุปกรณ์ หรือเครื่องจักร ที่ก่อให้เกิดความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ในช่วง On Peak (09.00-22.00 น.) เพื่อลดค่าพลังไฟฟ้า (Demand Charge)
2. ในกรณีที่กิจการนั้นมีการทำงาน 2 กะ พิจารณาเลื่อนขบวนการผลิต 1 กะ ให้ไปอยู่ในช่วง Off Peak (22.00-09.00 น.) เพื่อลดค่าความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้า ในช่วง On Peak ซึ่งค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ในช่วง Off Peak จะถูกกว่าช่วง On Peak กว่าร้อยละ 55
3. ทำงานวันเสาร์วันอาทิตย์และวันหยุดราชการ อย่างเต็มที่ แทนวันทำงานปกติ เนื่องจากวันดังกล่าว ไม่ต้องเสียค่าพลังไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า จะถูกกว่าวันปกติในช่วง On Peak กว่าร้อยละ 65
นอกจากนี้ ผู้ประกอบการควรคำนึงถึง การนำเอาเทคโนโลยี ในการประหยัดพลังงาน ที่เหมาะสม มาใช้ควบคู่กัน เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า
แล้วใครได้ประโยชน์
1. อุตสาหกรรมที่มีการผลิตอย่างต่อเนื่องตลอด 24 ชั่วโมง และมีการใช้พลังงาน อย่างสม่ำเสมอ (Load Factor สูง)
2. โรงแรมและกิจการให้เช่าพักอาศัย ซึ่งเสียค่าไฟฟ้าในอัตราปกติ ที่มีการใช้พลังงานไฟฟ้า ในช่วงกลางคืน สูงกว่ากลางวัน
3. ผู้ใช้ไฟฟ้า ที่สามารถปรับเปลี่ยนเวลาทำงาน ให้มาอยู่ในช่วง Off Peak ได้ โดยไม่ส่งผลกระทบ ต่อกระบวนการผลิต
4. ผู้ใช้ไฟฟ้าแบบ ทีโอยู รายเดิม
ผู้ใช้ไฟฟ้าจะทำการคำนวณ และเปรียบเทียบค่าไฟฟ้าแบบ ทีโอดี และแบบ ทีโอยู ได้อย่างไร?
อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอดี เคยเป็นพระเอกในช่วงปี 2535-2539 ได้ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด ในช่วงเวลา 18.30-21.30 น. ลงได้ประมาณ 700 เมกะวัตต์ มีผลทำให้ความต้องการไฟฟ้า ในช่วงกลางวัน ขยับตัวสูงขึ้นมาในระดับเดียวกับช่วงเวลา 18.30-21.30 น. ทำให้ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ของประเทศ เปลี่ยนมาเป็นช่วงเวลา 9.00-22.00 น. ดังนั้น สถานการณ์ปัจจุบัน อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู จึงมีความเหมาะสมมากกว่าอัตราค่าไฟฟ้า ทีโอดี อย่างไรก็ตาม ผู้ใช้ไฟฟ้าอัตรา ทีโอดี เดิม ยังคงมีสิทธิ์ใช้อัตรานี้อยู่ และมีสิทธิ์ที่จะเลือกใช้อัตรา ทีโอยู ก็ได้ ขึ้นอยู่กับความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้า
โดยปกติ อัตราค่าฟ้า ทีโอยู จะเหมาะสมกับผู้ใช้ไฟฟ้ากิจการขนาดใหญ่ ซึ่งมีการใช้ไฟฟ้ามากตลอดวัน เนื่องจากได้ประโยชน์ จากค่าไฟฟ้าในช่วง Off Peak จึงทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้า ทีโอดี สมัครใจเลือกใช้อัตรา ทีโอยู เพิ่มขึ้นอย่างมาก ในช่วงปี 2540-2543 (ช่วง 3 ปี) มีผู้ใช้ไฟฟ้า ทีโอดี เปลี่ยนมาใช้ ทีโอยู ประมาณ 500 ราย แต่ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2543 จนถึงเดือนกันยายน 2544 (ภายใน 1 ปี) มีผู้ใช้ไฟฟ้า ทีโอดี เปลี่ยนมาใช้อัตราค่าไฟฟ้า ทีโอยู เพิ่มขึ้นถึง 230 ราย ทำให้ปัจจุบัน เหลือผู้ใช้ไฟฟ้า ทีโอดี ประมาณ 1,690 ราย และนับวัน ผู้ใช้ไฟฟ้า ทีโอดี จะเปลี่ยนมาใช้ ทีโอยู มากขึ้น
อัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง
อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งประกอบด้วย
อัตราค่าพลังงานไฟฟ้า + อัตราค่าประกอบกำลังไฟฟ้า + ภาษีมูลค่าเพิ่ม
อัตราค่าพลังงานไฟฟ้า จะแบ่งได้ 2 แบบ ดังนี้
- อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU Rate)
- FTขายส่ง ซึ่งจะมีการปรับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าต่อหน่วย ตามการเปลี่ยนแปลงของค่าเชื้อเพลิง และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ...
ศูนย์ข้อมูลด้านพลังงาน อัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ERC
อัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง สำหรับ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤศจิกายน 2558
นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
  1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็นกรอบแนวทาง ในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งจะมี การทบทวนและปรับปรุงทุก 5 ปี เพื่อให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไป โดยเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดำเนินการจัดทำร่างนโยบาย การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จและนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาส 1 ปี 2564 และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ สนพ. เสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
  2. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568
    2.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม (2) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและยุทธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม และเทคโนโลยีที่คาดว่า จะเกิดขึ้นในอนาคต (3) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม (4) เพื่อให้การกำกับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้า ในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างโปร่งใสและมีประสิทธิภาพ และ (5) เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ
    2.2 หลักการทั่วไป มีดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปนี้ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน โดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือกรณีอื่นๆ โดยให้ กกพ. นำเสนอต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบ (2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน (3) อัตราค่าไฟฟ้าต้องคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม (4) การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดำเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดำเนินงานในอดีต (5) ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บไปเกิน (Claw back mechanism) สำหรับการลงทุน ที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน หรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็น หรือการลงทุนที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยให้สามารถนำเงินดังกล่าวไปคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าได้ตามความเหมาะสม และ (6) ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อดูแลภาระต้นทุนของระบบจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้าที่แตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff)
    2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้คิดจากรายได้ที่พึงได้รับของกิจการผลิต กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้าและช่วงเวลา และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งสำหรับขายให้กับการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ต้องเป็นโครงสร้างเดียวกัน
    2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซื้อไฟฟ้า รวมกับรายได้ที่พึงได้รับของกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามแรงดันไฟฟ้า ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม โดยประยุกต์ใช้แนวคิดตามหลักความร่วมมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response) และ (4) ให้มีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้า บ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
    2.5 องค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดำเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน และ (2) ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า โดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและ ค่าซื้อไฟฟ้าที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน
    2.6 การศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีการศึกษาและดำเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling charge) ภายในปี 2568 (2) ให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ตามที่ กกพ. เห็นสมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน(Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) (3) ให้ใช้แนวทางการสนับสนุนแบบมุ่งเป้า (Targeted subsidy) ในการดูแลช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย (4) ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (5) ให้มีการวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน และ (6) ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
  3. กรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 เพื่อให้ กกพ. นำไปกำหนดและจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของนโยบาย มีดังนี้ (1) การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม ควรไม่เป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม และ (2) สำหรับโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost)
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