แผนพีดีพีใหม่ใช้ก๊าซเพิ่ม คาดค่าไฟลดลง

กรุงเทพฯ 17 ธ.ค.- ชาวบ้านไม่แน่ใจ ค่าไฟฟ้าตามแผนพีดีใหม่(ปี 2561-2580
)จะถูกลงเหลือ3.576 บาท/หน่วยหรือไม่
ตามแผนพีดีพีใหม่ที่ใช้ก๊าซฯเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น จากร้อยละ 37 เป็นร้อยละ 53 ลดการใช้ถ่านหิน เปิด
กฟผ.แข่งขันผลิตไฟฟ้ากับไอพีพี โดยเปิดแข่งขัน ไม่ต่ำกว่า 8,300 เมกะวัตต์

กระทรวงพลังงานจัดรับฟังความคิดเห็นร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าระยาว 20 ปี( 2561-2580)
ใช้สมมุติฐานจีดีพี จากสำนักงานพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ขยายตัวที่ร้อยละ
3.8 โดยนายกุลิศ สมบัติศิริ ปลัดกระทรวงพลังงาน กล่าวว่า
เมื่อรับฟังความเห็นเสร็จสิ้น จะรวบรวมนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่มีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานในต้นเดือนมกราคม
2562 โดยแผนนี้ค่าไฟฟ้าจะต่ำกว่าแผนเดิมลดจากปลายแผนที่ 5.50
บาท เหลือเฉลี่ย 3.576 บาทต่อหน่วย
เนื่องจากต้นทุนเชื้อเพลิงถูกลง โดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติเหลวหรือแอลเอ็นจี
โดยปรับเพิ่มการใช้ก๊าซฯจากร้อยละ 37 เป็นร้อยละ 53 ถ่านหินปรับลดลงจากร้อยละ 23 เป็นร้อยละ 12 ซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศลดจากร้อยละ 15 เหลือร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนเท่าเดิมที่ร้อยละ 20
โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ไม่อยู่ในแผนจากเดิมมีร้อยละ 5 เชื้อเพลิง   อื่น ๆ ลดลงจากร้อยละ 0.1 เหลือร้อยละ 0.06 เพิ่มสัดส่วนการอนุรักษ์พลังงานจากเดิมไม่มีเพิ่มเป็นร้อยละ
6 หรือ 4,000 เมกะวัตต์โดยแผนใหม่
กำลังผลิตไฟฟ้าจะมีรวม 73,211 เมกะวัตต์
โดยจำนวนนี้จะต้องมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ 51,415
เมกะวัตต์

ตามแผนพีดีพีใหม่ จะแบ่งเป็นความมั่นคงรายภาคและ
จะมีโรงไฟฟ้าหลักเพื่อความมั่นคงตามรายภาค
ส่วนนี้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.)จะเป็นผู้ก่อสร้างคือสามารถผลิตไฟฟ้าป้อนระบบได้ทันทีเมื่อถูกเรียกผลิต
อย่างไรก็ตามตามแผนพีดีพีใหม่ ไม่ได้ระบุว่าจะเป็นสัดส่วนเท่าใด ขณะที่ตามแผนระบุว่ากำลังผลิตใหม่ที่
กฟผ. หรือ ไอพีพีจะก่อสร้างมีรวม 23,196 เมกะวัตต์

“ในปี2568
จะต้องมีโรงไฟฟ้าฐาน(ฟอสซิล)เข้าระบบแต่จะเป็นกำลังผลิตเท่าใด จะเป็นส่วนของ
กฟผ.ก่อสร้างหรือเปิดให้ประมูลเป็นไอพีพีแข่งขัน ก็ต้องดูศักยภาพการลงทุนของ
กฟผ.ก่อน แต่หากเปิดประมูลไอพีพีแล้ว ตามกฏหมาย ทาง กฟผ.ก็จะเข้ามาแข่งขันไม่ได้”ปลัดกระทรวงพลังงานกล่าว

ปลัดกระทรวงพลังงาน กล่าวด้วยว่า นับจากแผนพีดีพีเสร็จสิ้น
กระทรวงฯจะจัดทำแผนหลักอื่น ๆ ประกอบทั้งแผนก๊าซฯซึ่งคาดว่าจะมีการนำเข้าแอลเอ็นจีมากกว่า
34 ล้านตัน/ปีเมื่อสิ้นปี
2580 ,แผนน้ำมัน,แผนพลังงานทดแทนและแผนอนุรักษ์พลังงานจมีการประหยัดพลังงานเพิ่มอีก
4,000 เมกะวัตต์ และกระทรวงฯจะนำไปปรันแผนแม่บท 5 ปี( ปี 2562-2566) ต่อไป

สำหรับผู้แสดงความคิดเห็น ส่วนใหญ่ไม่แน่ใจว่าค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย
ตามแผนจะอยู่ที่ 3.576 บาท/หน่วย จะเป็นไปได้จริงหรือไม่ ,แผนไม่กระจายเชื้อเพลิงไฟฟ้า,กำลังผลิตของกฟผ.,
ไม่เป็นไปตามรัฐธรรมนูญที่ภาครัฐ
ควรมีสัดส่วนผลิตในสาธารณูปโภคพื้นฐานร้อยละ50 ในพีดีพี ทาง
กฟผ. ก็ควรจะผลิตร้อยละ 50 เป็นต้น, โดย
ตัวแทนสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจ กฟผ. ขอให้เพิ่มสัดส่วนการผลิตของ
กฟผ.และมองว่าใกล้เลือกตั้ง ผลของการทำพีดีพีเช่นนี้อาจเอื้อต่อกลุ่มทุนเอกชน ส่วนด้านเอกชนเสนอให้เร่งโครงการรับซื้อพลังงานทดแทนมากขึ้น

นายวีระพล จิรประดิษฐกุล อดีตกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
ชี้ว่าแผนดังกล่าวอาจคลาดเคลื่อนเพราะขณะนี้ไอพีเอสเข้ามาจำนวนมาก
แผนนี้ยังไม่มีความชัดเจนเรื่องสำรองไฟฟ้า และพลังงานทดแทน และเรื่องราคาแอลเอ็นจีผันแปรตามราคาน้ำมันดิบ
มีราคาความผันผวนและการนำเข้าแอลเอ็นจีของไทยใน 20 ปีก็จะเพิ่มขึ้นจาก1/3 เป็น 2/3 ของความต้องการก๊าซของประเทศ
ประกอบกับการก่อสร้างท่อก๊าซใหม่ และสายส่งใหม่อีก 400,000-500,000 ล้านบาท ส่วนเหล่านี้จะรวมในค่าไฟฟ้า ดังนั้น อัตราค่าไฟฟ้าตามแผน 3.576 บาท/หน่วยเป็นไปได้ยาก

นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
(สนพ.) ชี้แจงว่า ทางกระทรวงฯเชื่อว่าแอลเอ็นจีจะมีการแข่งขันมากขึ้นจากทั่วโลก
จึงใช้ตัวเลขอ้างอิงต้นทุนเฉลี่ยในแผน 244 บาท/ล้านบีทียู ขณะที่พลังงานทดแทนก็จะมีต้นทุนที่ถูกลง
สำหรับแผนพีดีพีใหม่จัดทำเฉพาะแผนที่ผลิตจำหน่ายในระบบ 3
การไฟฟ้า เท่านั้น ไม่ได้รวมเรื่องไฟฟ้าที่ผลิตเองใช้เอง(IPS) แต่อย่างใด โดยวันที่ 24 เมษายน 2561 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ(Peak) เพิ่มขึ้นร้อยละ0.6 ที่ 34,317 เมกะวัตต์ ในขณะที่พีกในระบบของ กฟผ.
อยู่ที่29,968 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ1.1
โดยกำลังผลิตในระบบของประเทศ ณ สิ้นเดือนกันยายน 2561
อยู่ที่ 54,617 เมกะวัตต์ เป็นสัดส่วนของ กฟผ.เพียงร้อยละ 27 ที่เหลือเป็นของเอกชนและการนำเข้า

สำหรับแผนพีดีพีฉบับใหม่ คำนึงถึงต้นทุน, สิ่งแวดล้อมและความมั่นคง
โดย1.ระบบผลิตไฟฟ้าความมั่นคงใน 20 ปีนี้
จะมีกำลังผลิตใหม่ 51,415 เมกะวัตต์ แยกเป็นพลังงานหมุนเวียน
20,757 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับ กฟผ. 500 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าโคเจนเนอเรชั่น1,105 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม(กฟผ./ไอพีพี)
13,156 เมกะวัตต์, โรงไฟฟ้าถ่านหิน 1,740 เมกะวัตต์,ซื้อไฟต่างประเทศ 5,857 เมกะวัตต์ ,โรงไฟฟ้าหลักแข่งขัน (กฟผ./ไอพีพี) 8,300 เมกะวัตต์ 2.โรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมภาครัฐ
แบ่งออกเป็นโรงไฟฟ้าขยะ 400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ
120 เมกะวัตต์ รวม 520 เมกะวัตต์ 3.โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผนพลังงานทดแทน(AFDP) มีรวม
18,176 เมกะวัตต์ แยกเป็น ชีวมวล3,376 เมกะวัตต์
ก๊าซชีวภาพ 546 เมกะวัตต์ โซลาร์ภาคประชาชน 10,000 เมกะวัตต์ โซลาร์ลอยน้ำ/Hydro 2,725 เมกะวัตต์ พลังงานลม
1,485 เมกะวัตต์  ขยะอุตสาหกรรม
44 เมกะวัตต์

สำหรับแผนพัฒนาโรงไฟฟ้ารายภาค แยกออกเป็นภาคเหนือ
ทางกฟผ.จะผลิตโรงไฟฟ้าถ่านหินแม่เมาะ 600 เมกะวัตต์ในปี 2569 ,ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
กฟผ.จะผลิตไฟฟ้าโซลาร์ลอยน้ำ เขื่อนสิรินธร 45เมกะวัตต์ปี 2563 ,เขื่อนอุบลรัตน์ 24 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าก๊าซน้ำพอง 650 เมกะวัตต์,ส่วนโรงไฟฟ้าหลักแข่งขันที่ให้
ไอพีพีแข่งขัน กับ กฟผ.จำนวน 2 โรงกำลังผลิตโรงละ  700 เมกะวัตต์เข้าระบบในปี 2573และปี 2575 ส่วนการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ปีละ 700 เมกะวัตต์ ในปี 2569,ปี 2571,ปี 2575,และปี 2578
ส่วนโรงไฟฟ้าภาคตะวันออก จะเป็นโรงไฟฟ้าหลักแข่งขันระหว่างไอพีพีและกฟผ.แบ่งเป็น 2 โรงได้แก่ 1,000 เมกะวัตต์ ปี 2576 และ700 เมกะวัตต์ในปี 2580

ส่วนภาคตะวันตก จะเป็นโรงไฟฟ้าหลักแข่งขันระหว่าง ไอพีพีและ
กฟผ.แบ่งเป็น 2 โรง โรงละ 700 เมกะวัตต์ในปี 2566 และปี 2567
,โรงไฟฟ้าในภาคใต้ ประกอบไปด้วยโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐชายแดนภาคใต้
จำนวนปีละ 60 เมกะวัตต์ในปี 2564และ 25 65  ,โรงไฟฟ้าก๊าซฯสุราษฎร์ธานี
(รองรับกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินภาคใต้ล่าช้า) มีกำลังผลิตโรงละ 700 เมกะวัตต์.ในปี 2570 และปี 2572 ,โรงไฟฟ้าหลักแข่งขันระหว่างไอพีพีและกฟผ.1,000
เมกะวัตต์ ปี 2577 และ700 เมกะวัตต์ปี 2578

โรงไฟฟ้าภาคกลางตอนบน จะเป็นโรงไฟฟ้าหลักแข่งขันไอพีพี/กฟผ. 1,400 เมกะวัตต์ในปี 2575 ,โรงไฟฟ้าเขตนครหลวง
แบ่งเป็น ดำเนินการโดย กฟผ.แยกเป็นพระนครใต้ 700 เมกะวัตต์ปี 2569 ,พระนครใต้ 1,400
เมกะวัตต์ ปี 2570 
,  พระนครเหนือ 700
เมกะวัตต์ ปี 2571 ,พระนครเหนือ 700
เมกะวัตต์ปี 2578 
และโรงไฟฟ้าหลักแข่งขันระหว่างไอพีพีและกฟผ.700 เมกะวัตต์ปี 2579 –สำนักข่าวไทย