คณะรัฐมนตรี มีมติเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา อัตรารับซื้อไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ใหม่นี้ มีผลบังคับใช้กับ SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนประเภท Firm โครงการใหม่ และ SPP ประเภท Non-Firm ที่จะยื่นขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ.
1. ความเป็นมา 1.1 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อันเป็นการใช้พลังงานนอกรูปแบบและต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น อีกทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและระบบจำหน่ายไฟฟ้า
1.2 ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยใช้หลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) กล่าวคือ SPP ที่ขายไฟฟ้าในลักษณะสัญญา Firm ที่มีระยะเวลาสัญญามากกว่า 5 ถึง 25 ปี จะได้รับค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ซึ่งกำหนดจากค่าลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษา ที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Cost) สำหรับ SPP ที่ขายไฟฟ้าในลักษณะสัญญา Non-Firm และ SPP ประเภทสัญญา Firm ที่มีระยะเวลาสัญญาน้อยกว่า 5 ปี จะได้รับเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษาของโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้น (Short Run Avoided Energy Cost)
1.3 ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบัน
(1) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง คือ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา โดย SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง ราคารับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามโครงสร้างราคารับซื้อจาก SPP ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง(2) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐานเท่ากับ 0.87 บาทต่อหน่วย ซึ่งกำหนดจากต้นทุนที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้นของโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในปี 2534 ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าจะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาน้ำมันเตาที่ กฟผ. รับซื้อเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (2.7681 บาทต่อลิตร) เกินกว่า 5 สตางค์
1.4 การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในลักษณะดังกล่าว เมื่อราคาน้ำมันเตาในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น กล่าวคือ ราคาน้ำมันเตาเฉลี่ยปี 2543 เท่ากับ 25.32 เหรียญสหรัฐต่อบาเรล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2542 ประมาณ 16.13 เหรียญสหรัฐต่อบาเรล ส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ประเภท Non-Firm สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ประเภทสัญญา Firm (เฉลี่ยทุกชนิดเชื้อเพลิง) แสดงให้เห็นว่าสูตรการคิดค่าไฟฟ้าที่ใช้ในขณะนั้นไม่เหมาะสมกับสภาพการณ์ในปัจจุบัน นอกจากนี้ ต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของ กฟผ. ทั้งในระยะสั้น (ปี 2544-2553) และระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป) จะเป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนใหญ่ด้วย
ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
(บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง)
ปริมาณ มูลค่า Firm Non-Firm ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย
(ล้านหน่วย) (ล้านบาท)
ปี 2537 13 13 - 1.01 1.01
ปี 2538 261 308 1.32 1.16 1.18
ปี 2539 1,229 1,557 1.32 1.14 1.27
ปี 2540 2,152 3,185 1.51 1.36 1.48
ปี 2541 3,109 5,431 1.84 1.3 1.75
ปี 2542 7,002 11,903 1.72 1.23 1.7
ปี 2543 10,004 17,357 1.72 2.01 1.74
เฉลี่ย 23770 39754 1.7 1.38 1.67
2. การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
2.1 เพื่อให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน สอดคล้องกับสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิง และต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่เปลี่ยนแปลงไป มีหลักการในการปรับโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ดังนี้
2.1.1 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm โดยเปลี่ยนจากการอ้างอิงราคาน้ำมันเตาเป็นอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อใหม่จะคำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติ และอัตราความสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงเฉลี่ย (Average Heat Rate) จากการคิด Short Run Marginal Cost ระหว่างปี 2544-2553 รวมกับค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องและบำรุงรักษา (O&M) การชดเชยอัตราภาษีเงินได้ (Tax) และอัตราความสูญเสียในสายส่งและสถานีไฟฟ้าแรงสูง (Loss)
2.1.2 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Firm ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ดังนี้
ค่าพลังไฟฟ้า กำหนดตามโครงสร้างราคาของ SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ที่กำหนดในประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบัน
ค่าพลังงานไฟฟ้า กำหนดตามค่าเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง โดยกำหนดอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าฐานเท่ากับ 0.85 บาทต่อหน่วย ตามประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบัน
2.2 คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นประธาน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) สำนักงานปลัดสำนักนายกรัฐมนตรี สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมบัญชีกลาง และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในการประชุมครั้งที่ 1/2544 (ครั้งที่ 37) เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2544 ได้พิจารณาเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน สรุปผลการพิจารณาได้ดังนี้
2.2.1 เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตาในปัจจุบัน และเห็นชอบสูตรอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งสัญญาประเภท Firm และ Non-Firm
2.2.2 โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ให้มีผลบังคับใช้กับ SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริม SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิงที่จะยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ. รวมถึง SPP ประเภท Non-Firm เดิมที่จะต่ออายุสัญญาใหม่ ทั้งนี้ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนสูตรโครงสร้างราคาใหม่ได้
3. การพิจารณาของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรี
3.1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83) เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2544 ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และได้เสนอคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 เมษายน 2544 ซึ่งรองนายกรัฐมนตรี (นายสุวิทย์ คุณกิตติ) ได้เสนอความเห็นขอให้พิจารณาทบทวนใน 2 ประเด็น ดังนี้
3.1.1 การเปลี่ยนหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ แทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา อาจมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3.1.2 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ควรมีวัตถุประสงค์เพื่อการอนุรักษ์พลังงานมากกว่าส่งเสริมการผลิต เพราะการส่งเสริม SPP นั้น แนวทางที่ถูกต้องควรใช้วิธีการลดต้นทุน ซึ่งจะทำให้การดำเนินการมีประสิทธิภาพมากกว่าการใช้เงินกองทุนสนับสนุนการผลิต
3.2 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม ครั้งที่ 3/2544 (ครั้งที่ 84) เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2544 ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน โดยได้ตอบความเห็นของรองนายกรัฐมนตรี (นายสุวิทย์ คุณกิตติ) ที่เสนอขอให้พิจารณาทบทวนดังกล่าวแล้ว สรุปได้ดังนี้
3.2.1 การเปลี่ยนหลักการกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และประเภทสัญญา Non-Firm จากการอิงราคาน้ำมันเตาเป็นการอิงราคาก๊าซธรรมชาติ จะทำให้ต้นทุนเชื้อเพลิง สอดคล้องกับต้นทุน ที่หลีกเลี่ยงได้ของ กฟผ. ที่เป็นจริงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว ทำให้โครงสร้างราคา สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น นอกจากนี้ ราคาน้ำมันเตา จะปรับตัวตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ในขณะที่ราคาก๊าซธรรมชาติ จะอิงราคาน้ำมันเตาประมาณร้อยละ 30 ดังนั้น การอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อยกว่าการอิงราคาน้ำมันเตา
3.2.2 จากการวิเคราะห์ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนเมษายน 2544 พบว่าราคารับซื้อไฟฟ้าตามสัญญา Firm และ Non-Firm ที่เปลี่ยนมาอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะต่ำกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าซึ่งอิงราคาน้ำมันเตา ดังนั้น การเปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า โดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนราคาน้ำมันเตา จะทำให้ภาระการรับซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ลดลง และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของประชาชนลดลงตามไปด้วย
การเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง
โดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเตา
ณ เดือน เมษายน 2544
อิงราคาเชื้อเพลิง บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
Firm Non-Firm
น้ำมันเตา 2.52 2.06
ก๊าซธรรมชาติ 2.29 1.65
3.2.3 การส่งเสริม SPP โดยใช้เงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสนับสนุนการผลิต มีเหตุผลดังนี้
กองทุนฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมให้มีการนำพลังงานหมุนเวียนที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยมาใช้อย่างแพร่หลาย การใช้เงินกองทุนฯ สนับสนุนราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน จะเป็นการจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก สนใจเข้ามาร่วมผลิตไฟฟ้า จากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร และขายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. มากขึ้น ซึ่งจะเป็นการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานชีวมวล จากแหล่งภายในประเทศ ซึ่งปัจจุบันมีศักยภาพสูงมาก เพื่อลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศในการผลิตไฟฟ้า
นอกจากนี้ การใช้ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์ หรือน้ำมันเตา จะมีต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อม (External Cost) หรือค่าใช้จ่ายในการกำจัดมลพิษสูงกว่าการใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิง โดยการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อมสูงกว่าการใช้ชีวมวลอยู่ 36 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
ศักยภาพของปริมาณชีวมวลที่สามารถนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า
ชนิด ผลผลิต ชีวมวล Surplus สามารถ
1/(1,000ตัน) Availability ปริมาณ ผลิตไฟฟ้าได้
Factor ชีวมวลที่เหลือ (เมกะวัตต์)6/
ชนิด ปริมาณที่ผลิตได้ (1,000 ตัน)
(1,000 ตัน)
อ้อย 46,873 ชานอ้อย 11,718 0.207 3/ 2,426 202
ข้าวเปลือก2/ 23,580 แกลบ 5,423 0.469 4/ 2,543 426
น้ำมันปาล์ม 2,681 ทะลายปาล์ม 1,147 0.584 5/ 670
เส้นใยปาล์ม 394 0.134 5/ 53 75
กะลาปาล์ม 131 0.037 5/ 5
รวม 73134 รวม 18813 5,697 703
ที่มา:
1/ สถิติการเกษตรของประเทศไทย สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตรและสหกรณ์ ปีเพาะปลูก 2540/41
2/ รวมผลผลิตข้าวเปลือกจากนาปีและนาปรัง
3/ Thailand Biomass-Based Power Generation and Cogeneration Within Small Rural Industries, January 1999 โดย บริษัท Black & Veatch (Thailand)
4/ รายงานพลังงานของประเทศปี 2540 โดยรวมปริมาณแกลบที่ใช้ในการผลิตถ่านไม้เป็นปริมาณที่เหลือด้วย
5/ The Investigation of Residues from Palm oil Industry, 1995 โดยกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน
6/ ใช้ Plant factor ชานอ้อย 0.29 แกลบ 0.68 กากปาล์ม 0.57
อย่างไรก็ตาม ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ใช้ชีวมวลจะมีต้นทุนต่อหน่วยสูงกว่าโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงที่เผาไหม้ได้ยากกว่าเชื้อเพลิงทั่วไป จึงทำให้การลงทุนต่อหน่วยสูงกว่า แต่หากคำนึงถึงผลดีต่อสิ่งแวดล้อมแล้วก็ควรให้การสนับสนุนการใช้ชีวมวลเพิ่มขึ้น เนื่องจากมีต้นทุนในการกำจัดมลพิษที่ต่ำกว่า โดยกองทุนฯ จะให้การอุดหนุนราคารับซื้อไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 5 ปี เฉพาะในส่วนที่เป็นผลต่างทางด้านต้นทุนสิ่งแวดล้อมระหว่างก๊าซธรรมชาติและชีวมวลในอัตราสูงสุด 36 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง เพื่อชดเชยในส่วนต้นทุนการผลิตของโรงไฟฟ้าชีวมวลที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ เพื่อจูงใจให้เกิดผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้วัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรเข้ามาผลิตไฟฟ้ามากขึ้น
เปรียบเทียบต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อม และอัตราเงินสนับสนุนจากกองทุนฯ
หน่วย:บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
เชื้อเพลิง ราคาต้นทุน External อัตราการให้เงินสนับสนุนสูงสุดจากกองทุนฯ
การผลิตไฟฟ้า1/ Cost2/ เปรียบเทียบกับค่า External Cost ของ
ก๊าซธรรมชาติ3/
1. ก๊าซธรรมชาติ 1.38 0.44 0
2. ลิกไนต์ 2.46 2.2 0
3. น้ำมันเตา 2.54 1.25 0
4. แกลบ (2.5 MW) 2.82 0.08 0.44 - 0.08 = 0.36
5. เศษไม้ 3.33 0.08 0.44 - 0.08 = 0.36
6. ชานอ้อย 2.74 0.08 0.44 - 0.08 = 0.36
หมายเหตุ:
1/ ค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้า ประกอบด้วย เงินลงทุน ค่าเชื้อเพลิง และค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยกำหนดระยะเวลากู้ยืมเงินลงทุนที่เป็นไปได้ = 15 ปี Plant Factor = 80% และ Discount Rate = 12%
2/ อ้างอิงค่าใช้จ่ายในการกำจัดมลพิษจากการศึกษาจากโครงการ Extern E โดย European Commission
3/ คิดเปรียบเทียบกับ External Cost ของเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ = 0.44 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
3.2.4 จากเหตุผลดังกล่าวข้างต้น กพช. จึงได้มีมติ ดังนี้
เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา
เห็นชอบโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสูตรการคำนวณ รวมทั้งค่าตัวแปรที่ใช้ ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้า
โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ให้มีผลบังคับใช้กับ SPP ดังต่อไปนี้
(3.1) SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ SPP รายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนวันที่ 16 มิถุนายน 2543 ที่ประสงค์จะขอรับการสนับสนุน จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เฉพาะกำลังการผลิตส่วนเพิ่มให้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่นี้มีผลบังคับใช้เฉพาะส่วนของกำลังการผลิตส่วนเพิ่ม
(3.2) SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนประเภท Firm โครงการใหม่ และ SPP ประเภท Non-Firm ที่จะยื่นขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ.
โดย SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. และ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่ได้
3.3 คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว และ กฟผ. ได้ออกประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภทพลังงานหมุนเวียน และผู้ผลิตรายเล็กประเภทสัญญา Non-Firm แล้วเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2544
--วารสารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 53 กรกฎาคม-กันยายน 2544--
-ยก-
1. ความเป็นมา 1.1 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อันเป็นการใช้พลังงานนอกรูปแบบและต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น อีกทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและระบบจำหน่ายไฟฟ้า
1.2 ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยใช้หลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) กล่าวคือ SPP ที่ขายไฟฟ้าในลักษณะสัญญา Firm ที่มีระยะเวลาสัญญามากกว่า 5 ถึง 25 ปี จะได้รับค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ซึ่งกำหนดจากค่าลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษา ที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Cost) สำหรับ SPP ที่ขายไฟฟ้าในลักษณะสัญญา Non-Firm และ SPP ประเภทสัญญา Firm ที่มีระยะเวลาสัญญาน้อยกว่า 5 ปี จะได้รับเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษาของโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้น (Short Run Avoided Energy Cost)
1.3 ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบัน
(1) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง คือ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา โดย SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง ราคารับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามโครงสร้างราคารับซื้อจาก SPP ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง(2) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐานเท่ากับ 0.87 บาทต่อหน่วย ซึ่งกำหนดจากต้นทุนที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้นของโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในปี 2534 ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าจะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาน้ำมันเตาที่ กฟผ. รับซื้อเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (2.7681 บาทต่อลิตร) เกินกว่า 5 สตางค์
1.4 การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในลักษณะดังกล่าว เมื่อราคาน้ำมันเตาในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น กล่าวคือ ราคาน้ำมันเตาเฉลี่ยปี 2543 เท่ากับ 25.32 เหรียญสหรัฐต่อบาเรล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2542 ประมาณ 16.13 เหรียญสหรัฐต่อบาเรล ส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ประเภท Non-Firm สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ประเภทสัญญา Firm (เฉลี่ยทุกชนิดเชื้อเพลิง) แสดงให้เห็นว่าสูตรการคิดค่าไฟฟ้าที่ใช้ในขณะนั้นไม่เหมาะสมกับสภาพการณ์ในปัจจุบัน นอกจากนี้ ต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของ กฟผ. ทั้งในระยะสั้น (ปี 2544-2553) และระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป) จะเป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนใหญ่ด้วย
ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
(บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง)
ปริมาณ มูลค่า Firm Non-Firm ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย
(ล้านหน่วย) (ล้านบาท)
ปี 2537 13 13 - 1.01 1.01
ปี 2538 261 308 1.32 1.16 1.18
ปี 2539 1,229 1,557 1.32 1.14 1.27
ปี 2540 2,152 3,185 1.51 1.36 1.48
ปี 2541 3,109 5,431 1.84 1.3 1.75
ปี 2542 7,002 11,903 1.72 1.23 1.7
ปี 2543 10,004 17,357 1.72 2.01 1.74
เฉลี่ย 23770 39754 1.7 1.38 1.67
2. การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
2.1 เพื่อให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน สอดคล้องกับสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิง และต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่เปลี่ยนแปลงไป มีหลักการในการปรับโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ดังนี้
2.1.1 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm โดยเปลี่ยนจากการอ้างอิงราคาน้ำมันเตาเป็นอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อใหม่จะคำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติ และอัตราความสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงเฉลี่ย (Average Heat Rate) จากการคิด Short Run Marginal Cost ระหว่างปี 2544-2553 รวมกับค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องและบำรุงรักษา (O&M) การชดเชยอัตราภาษีเงินได้ (Tax) และอัตราความสูญเสียในสายส่งและสถานีไฟฟ้าแรงสูง (Loss)
2.1.2 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Firm ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ดังนี้
ค่าพลังไฟฟ้า กำหนดตามโครงสร้างราคาของ SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ที่กำหนดในประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบัน
ค่าพลังงานไฟฟ้า กำหนดตามค่าเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง โดยกำหนดอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าฐานเท่ากับ 0.85 บาทต่อหน่วย ตามประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบัน
2.2 คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นประธาน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) สำนักงานปลัดสำนักนายกรัฐมนตรี สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมบัญชีกลาง และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในการประชุมครั้งที่ 1/2544 (ครั้งที่ 37) เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2544 ได้พิจารณาเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน สรุปผลการพิจารณาได้ดังนี้
2.2.1 เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตาในปัจจุบัน และเห็นชอบสูตรอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งสัญญาประเภท Firm และ Non-Firm
2.2.2 โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ให้มีผลบังคับใช้กับ SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริม SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิงที่จะยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ. รวมถึง SPP ประเภท Non-Firm เดิมที่จะต่ออายุสัญญาใหม่ ทั้งนี้ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนสูตรโครงสร้างราคาใหม่ได้
3. การพิจารณาของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรี
3.1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83) เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2544 ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และได้เสนอคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 เมษายน 2544 ซึ่งรองนายกรัฐมนตรี (นายสุวิทย์ คุณกิตติ) ได้เสนอความเห็นขอให้พิจารณาทบทวนใน 2 ประเด็น ดังนี้
3.1.1 การเปลี่ยนหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ แทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา อาจมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3.1.2 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ควรมีวัตถุประสงค์เพื่อการอนุรักษ์พลังงานมากกว่าส่งเสริมการผลิต เพราะการส่งเสริม SPP นั้น แนวทางที่ถูกต้องควรใช้วิธีการลดต้นทุน ซึ่งจะทำให้การดำเนินการมีประสิทธิภาพมากกว่าการใช้เงินกองทุนสนับสนุนการผลิต
3.2 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม ครั้งที่ 3/2544 (ครั้งที่ 84) เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2544 ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน โดยได้ตอบความเห็นของรองนายกรัฐมนตรี (นายสุวิทย์ คุณกิตติ) ที่เสนอขอให้พิจารณาทบทวนดังกล่าวแล้ว สรุปได้ดังนี้
3.2.1 การเปลี่ยนหลักการกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และประเภทสัญญา Non-Firm จากการอิงราคาน้ำมันเตาเป็นการอิงราคาก๊าซธรรมชาติ จะทำให้ต้นทุนเชื้อเพลิง สอดคล้องกับต้นทุน ที่หลีกเลี่ยงได้ของ กฟผ. ที่เป็นจริงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว ทำให้โครงสร้างราคา สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น นอกจากนี้ ราคาน้ำมันเตา จะปรับตัวตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ในขณะที่ราคาก๊าซธรรมชาติ จะอิงราคาน้ำมันเตาประมาณร้อยละ 30 ดังนั้น การอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อยกว่าการอิงราคาน้ำมันเตา
3.2.2 จากการวิเคราะห์ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนเมษายน 2544 พบว่าราคารับซื้อไฟฟ้าตามสัญญา Firm และ Non-Firm ที่เปลี่ยนมาอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะต่ำกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าซึ่งอิงราคาน้ำมันเตา ดังนั้น การเปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า โดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนราคาน้ำมันเตา จะทำให้ภาระการรับซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ลดลง และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของประชาชนลดลงตามไปด้วย
การเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง
โดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเตา
ณ เดือน เมษายน 2544
อิงราคาเชื้อเพลิง บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
Firm Non-Firm
น้ำมันเตา 2.52 2.06
ก๊าซธรรมชาติ 2.29 1.65
3.2.3 การส่งเสริม SPP โดยใช้เงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสนับสนุนการผลิต มีเหตุผลดังนี้
กองทุนฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมให้มีการนำพลังงานหมุนเวียนที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยมาใช้อย่างแพร่หลาย การใช้เงินกองทุนฯ สนับสนุนราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน จะเป็นการจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก สนใจเข้ามาร่วมผลิตไฟฟ้า จากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร และขายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. มากขึ้น ซึ่งจะเป็นการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานชีวมวล จากแหล่งภายในประเทศ ซึ่งปัจจุบันมีศักยภาพสูงมาก เพื่อลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศในการผลิตไฟฟ้า
นอกจากนี้ การใช้ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์ หรือน้ำมันเตา จะมีต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อม (External Cost) หรือค่าใช้จ่ายในการกำจัดมลพิษสูงกว่าการใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิง โดยการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อมสูงกว่าการใช้ชีวมวลอยู่ 36 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
ศักยภาพของปริมาณชีวมวลที่สามารถนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า
ชนิด ผลผลิต ชีวมวล Surplus สามารถ
1/(1,000ตัน) Availability ปริมาณ ผลิตไฟฟ้าได้
Factor ชีวมวลที่เหลือ (เมกะวัตต์)6/
ชนิด ปริมาณที่ผลิตได้ (1,000 ตัน)
(1,000 ตัน)
อ้อย 46,873 ชานอ้อย 11,718 0.207 3/ 2,426 202
ข้าวเปลือก2/ 23,580 แกลบ 5,423 0.469 4/ 2,543 426
น้ำมันปาล์ม 2,681 ทะลายปาล์ม 1,147 0.584 5/ 670
เส้นใยปาล์ม 394 0.134 5/ 53 75
กะลาปาล์ม 131 0.037 5/ 5
รวม 73134 รวม 18813 5,697 703
ที่มา:
1/ สถิติการเกษตรของประเทศไทย สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตรและสหกรณ์ ปีเพาะปลูก 2540/41
2/ รวมผลผลิตข้าวเปลือกจากนาปีและนาปรัง
3/ Thailand Biomass-Based Power Generation and Cogeneration Within Small Rural Industries, January 1999 โดย บริษัท Black & Veatch (Thailand)
4/ รายงานพลังงานของประเทศปี 2540 โดยรวมปริมาณแกลบที่ใช้ในการผลิตถ่านไม้เป็นปริมาณที่เหลือด้วย
5/ The Investigation of Residues from Palm oil Industry, 1995 โดยกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน
6/ ใช้ Plant factor ชานอ้อย 0.29 แกลบ 0.68 กากปาล์ม 0.57
อย่างไรก็ตาม ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ใช้ชีวมวลจะมีต้นทุนต่อหน่วยสูงกว่าโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงที่เผาไหม้ได้ยากกว่าเชื้อเพลิงทั่วไป จึงทำให้การลงทุนต่อหน่วยสูงกว่า แต่หากคำนึงถึงผลดีต่อสิ่งแวดล้อมแล้วก็ควรให้การสนับสนุนการใช้ชีวมวลเพิ่มขึ้น เนื่องจากมีต้นทุนในการกำจัดมลพิษที่ต่ำกว่า โดยกองทุนฯ จะให้การอุดหนุนราคารับซื้อไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 5 ปี เฉพาะในส่วนที่เป็นผลต่างทางด้านต้นทุนสิ่งแวดล้อมระหว่างก๊าซธรรมชาติและชีวมวลในอัตราสูงสุด 36 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง เพื่อชดเชยในส่วนต้นทุนการผลิตของโรงไฟฟ้าชีวมวลที่สูงกว่าก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ เพื่อจูงใจให้เกิดผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้วัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรเข้ามาผลิตไฟฟ้ามากขึ้น
เปรียบเทียบต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อม และอัตราเงินสนับสนุนจากกองทุนฯ
หน่วย:บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
เชื้อเพลิง ราคาต้นทุน External อัตราการให้เงินสนับสนุนสูงสุดจากกองทุนฯ
การผลิตไฟฟ้า1/ Cost2/ เปรียบเทียบกับค่า External Cost ของ
ก๊าซธรรมชาติ3/
1. ก๊าซธรรมชาติ 1.38 0.44 0
2. ลิกไนต์ 2.46 2.2 0
3. น้ำมันเตา 2.54 1.25 0
4. แกลบ (2.5 MW) 2.82 0.08 0.44 - 0.08 = 0.36
5. เศษไม้ 3.33 0.08 0.44 - 0.08 = 0.36
6. ชานอ้อย 2.74 0.08 0.44 - 0.08 = 0.36
หมายเหตุ:
1/ ค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้า ประกอบด้วย เงินลงทุน ค่าเชื้อเพลิง และค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยกำหนดระยะเวลากู้ยืมเงินลงทุนที่เป็นไปได้ = 15 ปี Plant Factor = 80% และ Discount Rate = 12%
2/ อ้างอิงค่าใช้จ่ายในการกำจัดมลพิษจากการศึกษาจากโครงการ Extern E โดย European Commission
3/ คิดเปรียบเทียบกับ External Cost ของเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ = 0.44 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
3.2.4 จากเหตุผลดังกล่าวข้างต้น กพช. จึงได้มีมติ ดังนี้
เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา
เห็นชอบโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสูตรการคำนวณ รวมทั้งค่าตัวแปรที่ใช้ ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้า
โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ให้มีผลบังคับใช้กับ SPP ดังต่อไปนี้
(3.1) SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ SPP รายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนวันที่ 16 มิถุนายน 2543 ที่ประสงค์จะขอรับการสนับสนุน จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เฉพาะกำลังการผลิตส่วนเพิ่มให้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่นี้มีผลบังคับใช้เฉพาะส่วนของกำลังการผลิตส่วนเพิ่ม
(3.2) SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนประเภท Firm โครงการใหม่ และ SPP ประเภท Non-Firm ที่จะยื่นขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ.
โดย SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. และ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่ได้
3.3 คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว และ กฟผ. ได้ออกประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภทพลังงานหมุนเวียน และผู้ผลิตรายเล็กประเภทสัญญา Non-Firm แล้วเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2544
--วารสารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 53 กรกฎาคม-กันยายน 2544--
-ยก-