เปิดมติหมกเม็ดแผนพีดีพี เอื้อไอพีพีรายใหญ่ ปิดตาประชาชนอยู่ถึง 5 เดือน

เปิดเผยออกมาแล้ว สำหรับไส้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP2018หรือพีดีพีฉบับใหม่ ที่คณะรัฐมนตรีอนุมัติเห็นชอบไปเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กบช.) เห็นชอบเมื่อ 24 มกราคม 2562 โดยทางสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) เพิ่งได้นำมาลงในเว็ปไซด์ www.eppo.go.th  หลังจากที่นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์ เข้ามารับตำแหน่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน

ที่บอกว่ามีการหมกเม็ดนั้น ก็เพราะมีการดำเนินหรือเจรจากันเรียบร้อยแล้ว ก่อนที่ครม.จะเห็นชอบในแผนดีพีพีเสียอีก และไม่เคยนำมติของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน(กบง.) ที่มีนายศิริ จิระพงษ์พันธิ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน มาเผยแพร่ นับตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2562 เป็นต้นมา

-กพช.ให้อำนาจเต็มกบง.

ไล่เลียงตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนพีดีพี และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผนพีดีพี ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้

ถัดมาในวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2562 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอความเห็นเกี่ยวกับโครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ที่เสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าของบริษัท NPS กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ และวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2562 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอความเห็นเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกตามแผนพีดีพี ที่บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (บริษัท RATCH) เสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ สามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้า และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้

-ให้สิทธิราช กรุ๊ป ก่อสร้างโรงไฟฟ้า

ในวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพีดีพี ประกอบด้วยการก่อสร้าง โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568 โดย ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกเดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568  

รวมถึงให้กกพ.ไปเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ กกพ. ยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

จนเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2562 ทางบริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) ซึ่งเปลี่ยนชื่อใหม่ และทางบริษัท เอ็นพีเอส ก็ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกฟผ.เป็น ที่เรียบร้อยแล้ว ก่อนที่นายสนธิรัตน์ จะเข้ามารับตำแหน่งรัฐมนตนีว่าการกระทรวงพลังงาน

-ใช้ไอพีพีเปรียบเทียบราคาค่าไฟ

ทั้งนี้ หากมาย้อนดูมติกบง.ที่ให้สิทธิบริษัท ราชกรุ๊ป ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตก 1,400 เมกะวัตต์ โดยอ้างว่ามีการเจรจาค่าไฟฟ้าในราคาที่ถูกที่สุดแล้ว นั้น ได้นำหลักการของโรงไฟฟ้าไอพีพีมาเปรียบเทียบ ซึ่งพิจารณาจากปริมาณที่จะเจรจารับซื้อไฟฟ้า มี 2 กรณี คือ 1. กรณีที่ 700 เมกะวัตต์ อายุสัญญาฯ 25 ปี และสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2567 และ 2. กรณี 1,400 เมกะวัตต์ อายุสัญญาฯ 25 ปี และสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2567 จำนวน 700 เมกะวัตต์ และปี 2568 จำนวน 700 เมกะวัตต์ โดยได้พิจารณาข้อเสนอเทคนิคเบื้องต้น และพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าเทียบเคียงกันได้กับรายอื่น (Reference price) ที่มีปีเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ใกล้เคียงกับปีที่เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) ใหม่

รวมถึงพิจารณานำเงินทุนที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานและสาธารณูปโภคที่มีอยู่เดิม เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น มาปรับพิจารณาราคารับซื้อ นอกจากนี้ เงื่อนไขและหลักเกณฑ์ประกอบราคารับซื้อจะต้องเป็นไปตามแนวทางที่ถือปฏิบัติของสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ IPP ทั่วไป เช่น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ประสิทธิภาพของการใช้พลังงาน (Heat Rate) เป็นต้น

ทั้งนี้ บริษัท RATCH ได้ยื่นข้อเสนอ 1. กำหนดวัน SCOD กรณี 700 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 และเดือนมกราคม 2568  2.ข้อเสนอเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle) กังหันก๊าซและกังหันไอน้ำเชื่อมต่อกับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในรูปแบบเพลาเดี่ยว (Single-shaft) เดียวกัน จำนวน 1 ชุด กรณี 700 เมกะวัตต์ และ 2 ชุด กรณี 1,400 เมกะวัตต์ โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสายส่ง กฟผ. 230 กิโลโวลต์ ไปยังสถานีไฟฟ้าราชบุรี 2 ระยะทางประมาณ 7 กิโลเมตร และใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก ผ่านการเชื่อมต่อท่อส่งใหม่จากสถานีควบคุมก๊าซธรรมชาติ (BVW#12) ของ ปตท. ระยะทางประมาณ 9.4 กิโลเมตร โดยมีน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรอง

3.ต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) เดิม ประกอบด้วย ระบบเชื่อมโยงไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ ที่สถานีไฟฟ้าราชบุรี 2 เดิมที่ TECO เชื่อม กรณี 700 เมกะวัตต์ สามารถใช้สายส่งเดิมได้โดยไม่ต้องปรับปรุง ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต้องเปลี่ยนสายไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับไฟฟ้าได้มากขึ้น ค่าใช้จ่ายประมาณ 200 ล้านบาท โดยใช้เสาส่งและ Right-of-Way เดิม (ประมาณ 7 กิโลเมตร) ซึ่งจะคิดเป็นต้นทุนในส่วนของ New Transmission Facility (NTF) Right-of-Way ของท่อน้ำดิบและท่อน้ำเสียเดิม จากแม่น้ำแม่กลองประมาณ 11 กิโลเมตร แต่ปรับปรุงสถานีสูบน้ำเดิมให้มีความเหมาะสม ก่อสร้างท่อน้ำเสียทดแทนท่อเดิม และเปลี่ยนเครื่องสูบน้ำขนาดใหญ่ขึ้น พื้นที่เดิมของโรงไฟฟ้า TECO จำนวน 210 ไร่ (ไม่คิดราคาที่ดิน) และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ กรณี 700 เมกะวัตต์ ไม่ต้องดำเนินการปรับปรุง แต่กรณี 1,400 เมกะวัตต์ จะต้องดำเนินการปรับปรุงระบบท่อส่งก๊าซธรมชาติเพิ่มเติม เพื่อให้สามารถจ่ายก๊าซได้เพียงพอ

สรุปต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้า TECO เดิม ประกอบด้วย แนวสายส่งและ Right-of-Way 7 กิโลเมตร จำนวน 200 ล้านบาท และท่อก๊าซฯ ท่อน้ำเสีย และอื่นๆ อีก 700 ล้านบาท รวมทั้งสิ้นเป็นต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จำนวน 900 ล้านบาท

4.ข้อเสนอ Heat Rate ทั้ง 2 กรณีมีค่า Heat Rate เฉลี่ย 6,184 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 5.วงเงินลงทุนโครงการ (ไม่รวม VAT และ Working Capital) กรณี 700 เมกะวัตต์ 21,969 ล้านบาท และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ 36,476 ล้านบาท และ 6. ข้อเสนอด้านราคาของ RATCH จำนวน 4 ครั้ง แต่ละครั้งแบ่งเป็นกรณี 700 เมกะวัตต์ และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยข้อเสนอครั้งที่หนึ่ง เท่ากับ 2.3090 บาทต่อหน่วย และ 2.1356 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ข้อเสนอครั้งที่สอง เท่ากับ 2.2466 บาทต่อหน่วย และ 2.0365 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ข้อเสนอครั้งที่สาม เท่ากับ 2.2160 บาทต่อหน่วย และ 1.9967 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ และข้อเสนอครั้งที่สี่ เท่ากับ 2.2160 บาทต่อหน่วย และ 1.9930 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ

อีกทั้ง ผลการเปรียบเทียบระหว่าง RATCH และ Gulf PD พบว่า Heat Rate โครงการที่ RATCH เสนอทั้ง 2 กรณีมีค่า Heat Rate เฉลี่ย 6,184 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ดีกว่าโรงไฟฟ้า GULF PD โดยจะทำให้การใช้เชื้อเพลิงต่อหน่วยลดลง ในขณะที่ อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (LUP) เปรียบเทียบเฉพาะผลรวมค่า AP และ EP ซึ่งเป็นเฉพาะส่วนของโรงไฟฟ้า โดยไม่รวมค่า AFC (ค่าระบบส่งไฟฟ้า: NTF) กรณี GULF PD มี LUP 1.9858 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (BOI 8 ปี + 50% 5 ปี) บวกเพิ่ม 0.0110 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (เสมือนได้รับ BOI 3 ปี ให้เท่ากับ RATCH) ทำให้ LUP ของ GULF PD เท่ากับ 1.9968 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และนำมาใช้เป็นราคาฐาน

ดังนั้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ ฐานสิทธิประโยชน์การรับการส่งเสริมการลงทุน (BOI) บนฐานเดียวกันกับข้อเสนอ RATCH จะพบว่า กรณี 700 เมกะวัตต์ สูงกว่า GULF PD 0.2191 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต่ำกว่า GULF PD 0.0038 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และจากการวิเคราะห์เพิ่มเติมพบว่า ข้อเสนอของ RATCH กรณี 1,400 เมกะวัตต์ (2 units ในพื้นที่เดียวกัน) สามารถใช้ประโยชน์จากการใช้ Common Facilities เช่น สายส่งไฟฟ้า ท่อก๊าซ บ่อน้ำดิบ และการ Operation ร่วมกันได้ ถึงแม้ว่ากรณี 1,400 เมกะวัตต์ จำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเดิม เช่น ท่อก๊าซฯ และสายส่ง ทำให้มีค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงเพิ่มขึ้นมากกว่ากรณี 700 เมกะวัตต์ แต่ผลของการใช้ common Facilities ร่วมกันส่งผลต่อ LUP มากกว่าการประหยัด จึงทำให้ LUP กรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต่ำกว่ากรณี 700 เมกะวัตต์ (1 unit)

นอกจากนี้ ในการจัดหาเครื่องจักรหรือ EPC (2 Units หรือ 1 Unit) ในกรณีของ RATCH อาจไม่สามารถต่อรองราคาสู้ได้เมื่อเทียบกับโครงการ GULF 8 units ซึ่งได้รับการคัดเลือก 2 โครงการ รวม 5,000 เมกะวัตต์ (8×625 เมกะวัตต์) แต่อย่างไรก็ตาม อัตรา LUP ที่ RATCH เสนอกรณี 2 Units 1,400 เมกะวัตต์ 1.9930 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่ำกว่า GULF PD 0.0038 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (เมื่อเปรียบเทียบ ณ ฐาน BOI บนฐานเดียวกัน) ซึ่งมีเหตุมาจากการที่สามารถประหยัดต้นทุนบางส่วนจากการใช้ Facilities เดิมของโรงไฟฟ้า TECO และการใช้เครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพดีกว่า (ค่า Heat Rate ที่ดีกว่า)

อีกทั้ง การเปรียบเทียบการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ และกรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ สรุปได้ว่า 1. ความคุ้มค่าการลงทุนส่วนโรงไฟฟ้า (EPC ต่อเมกะวัตต์: AP1) กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีต้นทุน EPC สูงกว่า (AP1 สูงกว่า) กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากไม่สามารถใช้ Common Facility ร่วมกันได้ และการแยกสั่งซื้อเครื่องจักรแต่ละโครงการ ทำให้ไม่เกิด Economy of Scale

2. ค่าใช้จ่ายในการ Operation (AP2) กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีต้นทุนสูงกว่ากรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีค่าใช้จ่าย เช่น ค่าบริหารจัดการโรงไฟฟ้า ค่าอะไหล่เครื่องจักรและอุปกรณ์ต่างๆ เป็นต้น ที่ไม่สามารถใช้ร่วมกันได้ 3. กระบวนการรับซื้อ กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายในการเปิดประมูลและต้องใช้เวลาในกระบวนการรับซื้อ ในขณะที่กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ ไม่มีค่าใช้จ่ายในการเปิดประมูลและสามารถดำเนินการได้ในระยะเวลาสั้น

4. ความเสี่ยงในการพัฒนาโครงการ กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ โครงการมีที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่จะต้องใช้ระยะเวลาในการพัฒนาโครงการ (EIA และกระบวนการมีส่วนร่วมของของชุมชน) นานกว่าและมีความเสี่ยงที่ 700 เมกะวัตต์ (เปิดประมูล) อาจจะ COD ไม่ทันตามที่กำหนดในพีดีพี 5. ระบบส่งเชื่อมโยง กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายก่อสร้างสายส่งใหม่ ประมาณ 360 ล้านบาท และต้องหา Right of Way ใหม่ (สมมติฐานว่าระยะทางประมาณ 10 กิโลเมตร บน Right of Way ใหม่) ในขณะที่ กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ ต้องเปลี่ยนสายส่งใหม่ให้สามารถรองรับปริมาณไฟฟ้าได้มากกว่าเดิม 2 เท่า มีค่าใช้จ่ายประมาณ 110 ล้านบาท (เสาส่งและ Right of Way เดิม)

6.ผลกระทบต่อชุมชนในการก่อสร้าง New Facilities กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ ชุมชนจะได้รับผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินเพิ่มเติมเพื่อก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซสำหรับโครงการที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่ ดังนั้น ในภาพรวมกรณีดำเนินโครงการ 1,400 เมกะวัตต์ สามารถใช้ประโยชน์จากพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่มีระบบโครงสร้างพื้นฐานอยู่แล้ว ไม่ส่งผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินต่อประชาชน อีกทั้งโครงการอยู่ในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่ได้รับการยอมรับจากชุมชนอยู่แล้ว ทำให้มีความแน่นอนที่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ครบทั้ง 1,400 เมกะวัตต์ ตามกำหนดการในแผนพีดีพี