1. อุตสาหกรรมไฟฟ้าของประเทศไทย

1.1 การผลิตและระบบส่งไฟฟ้า

กฟผ. เป็นผู้รับผิดชอบในการผลิต และส่งกระแสไฟฟ้า
เพื่อสนองความต้องการการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศ โดยมีแหล่งผลิตคือโรงไฟฟ้าต่างๆ
รวมทั้งรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวและประเทศมาเลเซีย
หลังจากนั้นจึงขายไฟฟ้าให้แก่ผู้ซื้อ คือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)
และลูกค้าตรง (โรงงานอุตสาหกรรมบางแห่งที่กำหนดโดยพระราชกฤษฎีกา) ทั้งนี้ กฟผ.
จะทำการส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสถานีไฟฟ้าแรงสูงต่างๆ โดย กฟน. และ กฟภ.
จะเป็นหน่วยงานที่รับผิดชอบใน ระบบจำหน่าย (Distribution) และ การขายปลีก (Retail)
ให้แก่ประชาชนทั่วไป โดยรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ที่จุดเชื่อมต่อ และส่งเข้าสถานีไฟฟ้าย่อย
เพื่อกระจายให้ผู้ใช้ไฟฟ้า

  ปัจจุบันโรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีทั้งสิ้น 37 โรง เป็นโรงไฟฟ้าที่กระจายอยู่ตามภาคต่างๆ
  ทั่วประเทศ โดยเป็นโรง ไฟฟ้าประเภทโรงไฟฟ้าพลังน้ำมากที่สุด รองลงมาคือ
  โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ทั้งนี้
  โรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนมีกำลังผลิตติดตั้งสูงที่สุด

อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 รัฐบาลได้ส่งเสริมให้เอกชนมีบทบาทในการผลิตไฟฟ้า
โดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้เห็นชอบให้มีการจัดตั้ง บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด
(Electricity Generating Company : EGCO)
และได้เห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (“SPP”) นอกจากนั้น
ได้เห็นชอบนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่หรือผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (“IPP”)
ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และ SPP จะช่วยลดภาระการลงทุนของ กฟผ. ในการผลิตไฟฟ้าได้

1.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer : SPP)

การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก
จะเป็นลักษณะของการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กผลิตกระแสไฟฟ้าใช้ในโรงงานของตนเองส่วนหนึ่ง
และขายส่วนที่เหลือให้ กฟผ. ตามการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก
(Regulation for the Purchase of Power from Small Power Producers)

กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้า จากเอกชนรายละ 60 เมกะวัตต์ และอาจสูงถึง 90 เมกะวัตต์
โดยมีผู้ที่ได้รับการตอบรับซื้อจาก กฟผ.
แล้วตั้งแต่เริ่มประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กในปีงบประมาณ 2535 จนถึงเดือนธันวาคม
2543 จำนวน 57 ราย คิดเป็นปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 2,268.30 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสัญญาประเภท
Firm (การทำสัญญาซื้อขาย 5 ปีขึ้นไป และมีการกำหนดพลังไฟฟ้า) จำนวน 31 ราย ปริมาณ
2,048.40 เมกะวัตต์ และสัญญาประเภท Non-Firm (ไม่กำหนดพลังไฟฟ้า) จำนวน 26 ราย
ปริมาณ 219.90 เมกะวัตต์ ในจำนวน 57 รายนี้
แบ่งเป็นผู้ผลิตรายเล็กที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 43 ราย รวม 1,793.90 เมกะวัตต์
(สัญญาประเภท Firm 24 ราย 1,613.40 เมกะวัตต์ และสัญญาประเภท Non-Firm 19 ราย
รวม 180.50 เมกะวัตต์)

ปัจจุบันยังมีการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ เช่น
กากหรือเศษวัสดุเหลือ ทั้งที่เป็นสัญญาประเภท Firm และ Non-Firm
โดยไม่กำหนดปริมาณและเวลาของการรับซื้อไฟฟ้า ทั้งนี้
การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจะขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า ของ กฟผ.
ที่สามารถรับได้

1.3 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer : IPP)

สืบเนื่องจากแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 7 กฟผ.
ได้เปิดโอกาสให้เอกชนลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าในรูปแบบของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
โดยเปิดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ยื่นข้อเสนอโครงการผลิตไฟฟ้า
เพื่อให้มีการแข่งขันทางด้านเทคโนโลยี สถานที่ตั้ง แหล่งผลิต ชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้
และราคาซื้อขายไฟฟ้า
จากการคัดเลือกผู้เข้าประมูลตามโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่[1]¹ จำนวน
7 ราย กำลังผลิตรวม 5,943.5 เมกะวัตต์ กฟผ. ได้พิจารณาคัดเลือกโดยแบ่งออกเป็น 2
ระยะดังนี้

- โครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 1 (2539 - 2543) จำนวน 1,750.0 เมกะวัตต์

- โครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 2 (2544 -2546) จำนวน 4,193.5 เมกะวัตต์

บผฟ. มิได้เข้าร่วมการประมูลโครงการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 และ 2 ข้างต้น
เนื่องจากต้องการเปิดโอกาสให้เอกชนรายอื่นเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า
เพื่อให้มีโอกาสเรียนรู้และมีประสบการณ์ในการบริหารโรงไฟฟ้าอย่างแท้จริง
ซึ่งจะส่งผลให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรม หลังจากนั้น บผฟ.
มีนโยบายจะเข้าร่วมการประมูลในโครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 3 และระยะต่อไปตามที่ กฟผ.
ประกาศรับซื้อ

อย่างไรก็ตาม การประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในระยะต่อไป ได้ชะลอออกไปโดยไม่มีกำหนด
เนื่องจากสภาพเศรษฐกิจที่เกิดภาวะชะลอตั้งแต่ปี 2541
ทำให้ความต้องการไฟฟ้าของประเทศลดลงอย่างต่อเนื่อง โดยปัจจุบันมีโครงการ IPP
ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเชิงพาณิชย์ 2 รายคือ บริษัท ไตร เอ็นเนอยี่ จำกัด และบริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด

1.4 อุปทานไฟฟ้ารวมของประเทศ

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 ประเทศไทยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมของระบบไฟฟ้าทั้งสิ้น 22,441.29
เมกะวัตต์ ประกอบด้วย

  ---------------------------- -------- ------------------ -----------------------------
  โรงไฟฟ้า                      จำนวน    กำลังผลิตติดตั้ง        เชื้อเพลิง
                               (โรง)    (เมกะวัตต์)          

  1. กำลังผลิตติดตั้งรวมของ กฟผ     37       14,871.89          น้ำมันเตา,ก๊าซธรรมชาติ,น้ำมันดีเซล

  2. บริษัท ผลิตไฟฟ้าระยอง จำกัด    1        1,232.00           ก๊าซธรรมชาติ, น้ำมันดีเซล

  3. บริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด     1        824.00             น้ำมันเตา,ก๊าซธรรมชาติ,น้ำมันดีเซล

  4. บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด    1        2,160.00           น้ำมันเตา,ก๊าซธรรมชาติ,น้ำมันดีเซล
  (มหาชน)                                                  

  5. บริษัท ไตร เอ็นเนอยี่ จำกัด     1        700.00             ก๊าซธรรมชาติ

  6. บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ          1        700.00             ก๊าซธรรมชาติ
  (ประเทศไทย) จำกัด                                         

  7.                           1        214.00^(/1)        -
  โรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำเทิน-หินบุน                               

  8. โรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนห้วยเฮาะ   1        126.00^(/1)        -

  9. ผู้ผลิตรายเล็ก (Firm)         22       1,613.40           น้ำมันเตา, ก๊าซธรรมชาติ, ถ่านหิน

  รวมกำลังผลิตติดตั้งของทั้งประเทศ    66       22,44129           
  ---------------------------- -------- ------------------ -----------------------------

  ที่มา : กฟผ. หมายเหตุ ^(/1) เป็นกำลังผลิต ณ จุดส่งมอบ

1.5 กำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity)

กำลังผลิตพึ่งได้ หมายถึง กำลังผลิตสูงสุดซึ่งระบบสามารถผลิตไฟฟ้าได้
ในช่วงระยะเวลาหนึ่งภายใต้สภาวะแวดล้อมที่จำกัด โดยกำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ
เป็นความสามารถในการผลิต เมื่อพิจารณาจากปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ
โดยคำนึงถึงข้อมูลของปริมาณน้ำในอดีตด้วย
ส่วนกำลังผลิตพึ่งได้ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเป็นความสามารถในการผลิต
เมื่อพิจารณาถึงสภาวะแวดล้อมหลายๆ สภาวะ (ข้อจำกัดของสภาวะแวดล้อม)
ที่ทำให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนไม่สามารถผลิตได้เต็มกำลังผลิต

1.6 กำลังผลิตสำรอง (Reserve Margins)

กำลังผลิตสำรองเกิดจากการที่กำลังผลิตพึ่งได้ของระบบมากกว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak
Demand) หรืออีกนัยหนึ่งกำลังผลิตสำรอง คือ
ผลต่างระหว่างกำลังผลิตพึ่งได้กับความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของระบบต่อปีหารด้วยความต้องการไฟฟ้าสูงสุด
โดยแสดงเป็นอัตราร้อยละ โดยทั่วๆ ไป กฟผ. ต้องการรักษาระดับกำลังผลิตสำรองที่อัตราร้อยละ
25 เพื่อให้เกิดความมั่นใจว่า กฟผ. มีกำลังการผลิตเพียงพอ และโอกาสที่จะเกิดไฟฟ้าดับมีไม่เกิน
1 วันต่อปี

ตารางต่อไปนี้แสดงให้เห็นถึงระดับกำลังผลิตสำรองของ กฟผ. จากปีงบประมาณ 2533
ถึงปีงบประมาณ 2554 จะเห็นได้ว่า ในปีงบประมาณ 2533-2540
ความต้องการไฟฟ้าของประเทศได้เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว
จึงทำให้กำลังผลิตสำรองของระบบลดลงต่ำกว่าระดับที่ กฟผ. ต้องการรักษาไว้ สำหรับปีงบประมาณ
2541 นั้น เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจถดถอย และการผันผวนของค่าเงินบาท
ธุรกิจหลายประเภทต้องปิดตัวลง หรือชะลอการผลิตและชะลอการขยายงานออกไปโดยไม่มีกำหนด
ทำให้การใช้ไฟฟ้าของประเทศลดลงอย่างมาก กำลังผลิตสำรองจึงเพิ่มขึ้น ซึ่ง กฟผ.
ได้เริ่มแก้ปัญหากำลังผลิตสำรองล้นระบบโดยเจรจาให้ โรงไฟฟ้า SPP IPP
เลื่อนการก่อสร้างออกไป 1-4 ปี
และปรับแผนพัฒนากำลังการผลิตโดยเลื่อนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ยังไม่ได้เริ่มก่อสร้าง
และหยุดโรงไฟฟ้าบางแห่งชั่วคราว (Cold Standby)
ซึ่งเป็นที่คาดว่ากำลังผลิตสำรองจะลดลงมาอยู่ที่ประมาณร้อยละ 25 ในปี 2549

  ------------------------------- ---------------------------------------
  ปีงบประมาณ                       กำลังผลิตสำรอง (ร้อยละ)

  เกิดขึ้นจริง                        

  2533                            6.05

  2534                            12.08

  2535                            14.00

  2536                            17.42

  2537                            15.08

  2538                            12.69

  2539                            17.54

  2540                            14.77

  2541                            22.44

  2542                            34.46
  ------------------------------- ---------------------------------------

+-------------------------------+--------------------------------------+
| ปีงบประมาณ                     | กำลังผลิตสำรอง (ร้อยละ)                 |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| ประมาณการ                     |                                      |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2543                          | 19.10                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2544                          | 42.00                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2545                          | 44.40                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2546                          | 40.50                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2547                          | 42.70                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2548                          | 32.90                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+
| 2549                          | 24.80                                |
|                               |                                      |
| 2550                          | 27.90                                |
|                               |                                      |
| 2551                          | 26.70                                |
|                               |                                      |
| 2552                          | 24.70                                |
|                               |                                      |
| 2553                          | 24.50                                |
|                               |                                      |
| 2554                          | 24.60                                |
+-------------------------------+--------------------------------------+

ที่มา : กฟผ. (PDP 99-02)

1.7 ความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศ

(1) ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand)

ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือการผลิตไฟฟ้าสูงสุด (Peak Generation) เป็นปริมาณไฟฟ้าที่
ผู้บริโภคใช้รวมกันทั้งระบบสูงสุด ณ วันใดวันหนึ่งของแต่ละปี
ซึ่งปัจจัยที่มีผลกระทบต่อความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ช่วงเวลาที่ใช้ไฟฟ้า ประเภทของผู้ใช้ไฟฟ้า
หรือภาวะเศรษฐกิจ เป็นต้น ดังนั้น กฟผ. จึงต้องมีการวางแผนกำลังผลิต
เพื่อให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าสูงสุด

การผลิตไฟฟ้าสูงสุด การใช้ไฟฟ้า และอัตราการเติบโตของผลผลิตมวลรวมในประเทศ^(/1)

+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| ปี     | กา   |      |         |      | การใช้ไ   |      | อ |          |
|       | รผลิต |      |         |      | ฟฟ้า^(/2) |      | ัต |          |
|       | ไฟฟ้า |      |         |      |          |      | ร |          |
|       | สูงสุด |      |         |      |          |      | า |          |
|       | (    |      |         |      |          |      | ก |          |
|       | Peak |      |         |      |          |      | า |          |
|       | Gen  |      |         |      |          |      | ร |          |
|       | erat |      |         |      |          |      | เ |          |
|       | ion) |      |         |      |          |      | ต |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ิบ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | โ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ต |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ข |          |
|       |      |      |         |      |          |      | อ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ง |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ผ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ล |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ผ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ล |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ิต |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ม |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ว |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ล |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
|       | พลัง  | อัตร  | พ       | อัตร  | พลังงานไ  | อัตร  |   |   รวมข   |
|       | ไฟฟ้า | าเพิ่ม | ลังงานไฟ | าเพิ่ม | ฟฟ้า^(/3) | าเพิ่ม |   | องประเทศ |
|       |      | (ร้อ  | ฟ้า^(/3) | (ร้อ  |          | (ร้อ  |   |          |
|       | (    | ยละ) |         | ยละ) |          | ยละ) |   |  (ร้อยละ) |
|       | เมกะ |      |   (ล    |      | (ล้านกิโลว |      |   |          |
|       | วัตต์) |      | ้านกิโลวัต |      | ัตต์ชั่วโมง) |      |   |          |
|       |      |      | ต์ชั่วโมง) |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| เกิด   |      |      |         |      |          |      |   |          |
| ขึ้นจริง |      |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2530  | 4,73 |   1  | 28      |   1  | 2        |   1  |   | 9.5      |
|       | 3.90 | 3.23 | ,193.16 | 3.78 | 4,235.33 | 5.10 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2531  | 5,44 |   1  | 31      |   1  | 2        |   1  |   | 13.3     |
|       | 4.00 | 5.00 | ,996.94 | 3.49 | 7,564.93 | 3.74 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2532  | 6,23 |   1  | 36      |   1  | 3        |   1  |   | 12.2     |
|       | 2.70 | 4.49 | ,457.09 | 3.94 | 1,514.19 | 4.33 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2533  | 7,09 |   1  | 43      |   1  | 3        |   2  |   | 11.2     |
|       | 3.70 | 3.81 | ,188.78 | 8.46 | 9,341.04 | 4.84 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2534  | 8,04 |   1  | 49      |   1  | 4        |   1  |   | 8.6      |
|       | 5.00 | 3.41 | ,225.03 | 3.98 | 4,736.71 | 3.72 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2535  | 8,87 |   1  | 56      |   1  | 5        |   1  |   | 8.1      |
|       | 6.90 | 0.34 | ,006.44 | 3.78 | 0,727.41 | 3.39 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2536  | 9,73 |      | 62      |   1  | 5        |   1  |   | 8.4      |
|       | 0.00 | 9.61 | ,179.73 | 1.02 | 6,512.12 | 1.40 |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2537  | 1    |   1  | 69      |   1  | 5        |   1  |   | 8.9      |
|       | 0,70 | 0.06 | ,651.14 | 2.02 | 3,587.79 | 2.52 |   |          |
|       | 8.80 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2538  | 1    |   1  | 78      |   1  | 7        |   1  |   | 8.8      |
|       | 2,26 | 4.56 | ,880.37 | 3.25 | 2,705.31 | 4.34 |   |          |
|       | 7.90 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2539  | 1    |      | 85      |      | 7        |      |   | 5.5      |
|       | 3,31 | 8.50 | ,924.13 | 8.93 | 9,367.25 | 9.16 |   |          |
|       | 0.90 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2540  | 1    |      | 92      |      | 8        |      |   | -0.4     |
|       | 4,50 | 8.98 | ,724.66 | 7.91 | 5,803.72 | 8.11 |   |          |
|       | 6.30 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2541  | 1    |   -  | 92      |   -  | 8        | -    |   | -5.5     |
|       | 4,17 | 2.25 | ,134.44 | 0.64 | 4,946.18 | 1.00 |   |          |
|       | 9.90 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2542  | 1    |   -  | 90      |   -  | 8        | -    |   | 4.1      |
|       | 3,71 | 3.30 | ,413.99 | 1.87 | 3,870.69 | 1.27 |   |          |
|       | 2.40 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2543  | 1    |      | 96      |      | 9        | 7.56 |   | 4.3      |
|       | 4,91 | 8.79 | ,780.72 | 7.04 | 0,207.74 |      |   |          |
|       | 8.30 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+

+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| ปี     | กา   |      |         |      | การใช้ไ   |      | อ |          |
|       | รผลิต |      |         |      | ฟฟ้า^(/2) |      | ัต |          |
|       | ไฟฟ้า |      |         |      |          |      | ร |          |
|       | สูงสุด |      |         |      |          |      | า |          |
|       | (    |      |         |      |          |      | ก |          |
|       | Peak |      |         |      |          |      | า |          |
|       | Gen  |      |         |      |          |      | ร |          |
|       | erat |      |         |      |          |      | เ |          |
|       | ion) |      |         |      |          |      | ต |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ิบ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | โ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ต |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ข |          |
|       |      |      |         |      |          |      | อ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ง |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ผ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ล |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ผ |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ล |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ิต |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ม |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ว |          |
|       |      |      |         |      |          |      | ล |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
|       | พลัง  | อัตร  | พ       | อัตร  | พลังงานไ  | อัตร  |   |   รวมข   |
|       | ไฟฟ้า | าเพิ่ม | ลังงานไฟ | าเพิ่ม | ฟฟ้า^(/3) | าเพิ่ม |   | องประเทศ |
|       |      | (ร้อ  | ฟ้า^(/3) | (ร้อ  |          | (ร้อ  |   |          |
|       | (    | ยละ) |         | ยละ) |          | ยละ) |   |  (ร้อยละ) |
|       | เมกะ |      |   (ล    |      | (ล้านกิโลว |      |   |          |
|       | วัตต์) |      | ้านกิโลวัต |      | ัตต์ชั่วโมง) |      |   |          |
|       |      |      | ต์ชั่วโมง) |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| ประม  |      |      |         |      |          |      |   |          |
| าณการ |      |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2544  | 1    |      | 103     |      | -        | -    |   | 3.5-4E   |
|       | 6,18 | 8.48 | ,496.00 | 6.94 |          |      |   |          |
|       | 4.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2545  | 1    |      | 110     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 7,38 | 7.44 | ,945.00 | 7.20 |          |      |   |          |
|       | 8.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2546  | 1    |      | 118     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 8,58 | 6.90 | ,540.00 | 6.85 |          |      |   |          |
|       | 7.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2547  | 1    |      | 126     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 9,91 | 7.13 | ,449.00 | 6.67 |          |      |   |          |
|       | 3.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2548  | 2    |      | 134     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 1,22 | 6.57 | ,794.00 | 6.60 |          |      |   |          |
|       | 2.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2549  | 2    |      | 143     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 2,55 | 6.27 | ,748.00 | 6.64 |          |      |   |          |
|       | 2.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2550  | 2    |      | 152     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 3,95 | 6.20 | ,743.00 | 6.26 |          |      |   |          |
|       | 1.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2551  | 2    |      | 162     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 5,45 | 6.26 | ,438.00 | 6.35 |          |      |   |          |
|       | 0.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2552  | 2    |      | 173     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 7,23 | 7.00 | ,532.00 | 6.83 |          |      |   |          |
|       | 2.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2553  | 2    |      | 184     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 8,91 | 6.17 | ,213.00 | 6.16 |          |      |   |          |
|       | 2.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2554  | 3    |      | 194     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 0,58 | 5.79 | ,930.00 | 5.82 |          |      |   |          |
|       | 7.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2555  | 3    |      | 206     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 2,40 | 5.94 | ,660.00 | 6.02 |          |      |   |          |
|       | 5.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2556  | 3    |      | 219     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 4,35 | 6.01 | ,134.00 | 6.04 |          |      |   |          |
|       | 2.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2557  | 3    |      | 232     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 6,36 | 5.86 | ,106.00 | 5.92 |          |      |   |          |
|       | 6.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2558  | 3    |      | 245     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 8,51 | 5.92 | ,948.00 | 5.96 |          |      |   |          |
|       | 9.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+
| 2559  | 4    |      | 260     |      | -        | -    |   | -        |
|       | 0,69 | 5.66 | ,262.00 | 5.82 |          |      |   |          |
|       | 9.00 |      |         |      |          |      |   |          |
+-------+------+------+---------+------+----------+------+---+----------+

  ที่มา : กฟผ.

  หมายเหตุ ^(/1) การผลิตไฟฟ้าสูงสุดและการใช้ไฟฟ้าคิดจากปีงบประมาณของ กฟผ.
  ในขณะที่อัตราการเติบโตของผลผลิตมวลรวมของประเทศคิดจากปีปฏิทิน

  ^(/2) ตัวเลขที่แสดงเป็นจำนวนการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ในปีงบประมาณ 2530 - 2543
  เนื่องจาก กฟผ. ไม่ได้มีประมาณการในช่วงปีงบประมาณ 2544 - 2559
  จึงไม่มีแสดงไว้ในตารางข้างต้น

  ^(/3) ส่วนต่างระหว่างพลังงานไฟฟ้าของการผลิตไฟฟ้าสูงสุดและพลังงานไฟฟ้าของการใช้ไฟฟ้า
  เกิดขึ้นเนื่องจากการสูญเสียพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งไฟฟ้า
  และการจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ประเทศเพื่อนบ้าน เป็นต้น

สำหรับปี 2535 ซึ่งเป็นปีเริ่มต้นของแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 7
การเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศได้ชะลอตัวลง
โดยมีอัตราการเติบโตของผลผลิตมวลรวมของประเทศอยู่ที่ร้อยละ 8.1
ในขณะที่ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดยังคงเพิ่มขึ้นร้อยละ 10.34 โดยมีการผลิตไฟฟ้าสูงสุดที่
8,876.90 เมกะวัตต์ ส่วนในปีงบประมาณ 2540
อัตราการเติบโตของความต้องการพลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปีงบประมาณ 2539 ร้อยละ 8.98
โดยมีการผลิตไฟฟ้าสูงสุดที่ 14,506.30 เมกะวัตต์
ในขณะที่อัตราการเติบโตของผลผลิตมวลรวมของประเทศลดลงจากปี 2539 ร้อยละ 0.4
และสำหรับในปี 2541 และ 2542 เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจถดถอย และการผันผวนของค่าเงินบาท
ทำให้การใช้ไฟฟ้าของประเทศลดลงอย่างมาก ธุรกิจหลายประเภทต้องปิดกิจการลง
หรือชะลอการผลิตและการขยายงานออกไปโดยไม่มีกำหนด
ทำให้อัตราการเติบโตของความต้องการไฟฟ้าลดลงอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ตาม ในปี 2543
กำลังการผลิตสูงสุดอยู่ที่ 14,918.30 เมกะวัตต์ ซึ่งเพิ่มขึ้นจากปีก่อนหน้า ร้อยละ 8.79

  ในส่วนของแนวโน้มการเติบโตของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเมื่อสิ้นแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 (ช่วงปี
  2540-2544) นั้น คาดว่าอัตราการเติบโตดังกล่าวจะอยู่ที่ 16,184 เมกะวัตต์
  สำหรับเมื่อสิ้นแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 (ช่วงปี 2545 - 2549)
  คาดว่าอัตราการเติบโตของความต้องการสูงสุดจะอยู่ที่ 22,552 เมกะวัตต์
  และเมื่อสิ้นแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 10 คาดว่าอัตราการเติบโตของความต้องการสูงสุดจะอยู่ที่
  30,587 เมกะวัตต์

[]ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด และกำลังผลิต

  ที่มา : กฟผ. (PDP 99-02)

อาจกล่าวได้ว่าการเติบโตของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดจะสอดคล้องกับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ
ดังแสดงในรูปต่อไปนี้

อัตราการเติบโตของการผลิตไฟฟ้าสูงสุด และอัตราการเติบโตของผลผลิตมวลรวมของประเทศ

[]

  ที่มา : กฟผ. และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ

2. อุตสาหกรรมไฟฟ้าในภาคกลาง (บฟร.)

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยองตั้งอยู่ในบริเวณภาคกลางของระบบ กฟผ. ซึ่งครอบคลุม 22
จังหวัด แบ่งเป็น 4 บริเวณหลัก ได้แก่

1) รอบนอกของกรุงเทพฯ และจังหวัดใกล้เคียง

2) บริเวณภาคตะวันออก

3) บริเวณภาคตะวันตก

4)  บริเวณภาคกลางตอนล่าง

    2.1 อุปทานของไฟฟ้าในบริเวณภาคกลาง

    ปัจจุบัน ภาคกลางมีโรงไฟฟ้าหลักอยู่ 5 แห่งคือ
    โรงไฟฟ้าพลังความร้อนและพลังความร้อนร่วมบางปะกง โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมวังน้อย
    โรงไฟฟ้าพลังความร้อนและพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม บฟร.
    และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนและความร้อนร่วมราชบุรี
    และยังมีกำลังผลิตเสริมจากโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและจากระบบส่งไฟฟ้าจากภาคเหนืออีกด้วย
    นอกจากนี้ ในปี 2543 กฟผ. ได้เริ่มรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ 2 แห่ง
    ซึ่งทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคกลาง ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 มีจำนวน 16,070.13
    เมกะวัตต์ ประกอบด้วย

  -------------------------------------------- ------------- -------------
  กำลังผลิตของรวม กฟผ.                           9,673.73      เมกะวัตต์

  รับจาก บฟร.                                   1,232.00      เมกะวัตต์

  รับจากบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด (มหาชน)          2,160.00      เมกะวัตต์

  รับจากบริษัท ไตร เอ็นเนอยี่ จำกัด                   700.00        เมกะวัตต์

  รับจากบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด       700.00        เมกะวัตต์

  รับจากผู้ผลิตรายเล็ก                              1,604.40      เมกะวัตต์

  รวมเป็นกำลังผลิตทั้งหมด                           16,070.13     เมกะวัตต์
  -------------------------------------------- ------------- -------------

โรงไฟฟ้าบางปะกงจำเป็นที่จะต้องผลิตไฟฟ้าเพื่อส่งให้บริเวณกรุงเทพฯ รอบนอก
ซึ่งบริเวณดังกล่าวมีแนวโน้มการขยายตัวของความต้องการไฟฟ้าสูงมาก
และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยองผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าของภาคตะวันออก
ถึงแม้ว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยองจะทำการผลิตไฟฟ้าตามการสั่งจ่ายไฟของ กฟผ.
แต่ข้อจำกัดทางด้านอุปทานของไฟฟ้าในบริเวณดังกล่าว จึงทำให้โอกาสที่โรงไฟฟ้า
พลังความร้อนร่วมระยองจะได้รับคำสั่งจ่ายไฟในลักษณะการผลิตไฟฟ้าฐาน[2]¹ เป็นไปได้สูงมาก

2.2 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในบริเวณภาคกลาง

ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในบริเวณภาคกลางเป็นดังนี้

  ----------------- ---------------------------- -------------------------
  ปีงบประมาณ         ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (เมกะวัตต์) อัตราเพิ่ม (ร้อยละ)

  เกิดขึ้นจริง                                       

  2531              3,913.9                      -

  2532              4,501.0                      15.00

  2533              5,228.9                      16.17

  2534              6,051.7                      15.74

  2535              7,090.5                      17.17

  2536              7,789.3                      9.86

  2537              8,806.4                      13.06

  2538              9,836.2                      11.69

  2539              10,629.2                     8.06

  2540              11,389.1                     7.15

  2541              11,025.0                     -3.20

  2542              10,624.8                     -3.63

  2543              11,504.1                     8.28

  ประมาณการ                                      

  2544              12,301.0                     5.52

  2545              13,029.0                     5.92

  2546              13,778.0                     5.75

  2547              14,553.0                     5.62

  2548              15,402.0                     5.83

  2549              16,458.0                     6.86

  2550              17,634.0                     7.15

  2551              18,938.0                     7.39

  2552              20,252.0                     6.94

  2553              21,454.0                     5.94

  2554              22,641.0                     5.53
  ----------------- ---------------------------- -------------------------

ที่มา : กฟผ.

3. อุตสาหกรรมไฟฟ้าในภาคใต้ (บฟข.)

3.1 อุปทานของไฟฟ้าในบริเวณภาคใต้

กำลังผลิตไฟฟ้าหลักในภาคใต้ได้มาจาก บฟข. และระบบส่งไฟฟ้าเชื่อมโยงจากภาคกลาง นอกจากนี้
กำลังผลิตเสริมในช่วงที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดได้มาจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนบางลาง
และเขื่อนรัชชประภา รวมทั้งระบบไฟฟ้าภาคใต้ยังเชื่อมโยงกับระบบไฟฟ้าของประเทศมาเลเซีย
เพื่อเป็นการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศเพื่อนบ้านในภาวะฉุกเฉิน หรือกรณีจำเป็น

กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 มีจำนวน 1,137.48 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย

  --------------------------------- ------------------- -----------------
  กำลังผลิตรวมของ กฟผ.                313.48              เมกะวัตต์

  รับจาก บฟข.                        824.00              เมกะวัตต์

  รวมกำลังผลิตทั้งหมด                   1,137.48            เมกะวัตต์
  --------------------------------- ------------------- -----------------

3.2 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในเขตภาคใต้

นับตั้งแต่ปี 2531 เป็นต้นมา
เศรษฐกิจของประเทศได้มีการขยายตัวในอัตราที่สูงมากทำให้ความต้องการไฟฟ้า
โดยเฉพาะอย่างยิ่งความต้องการไฟฟ้าในเขตภาคใต้ ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2531-2539
มีอัตราเพิ่มขึ้นที่สูงมาก โดยเฉลี่ยประมาณร้อยละ 12.32
ทั้งนี้เป็นผลมาจากการขยายตัวเพิ่มขึ้นทั้งทางด้านอุตสาหกรรม และด้านการพาณิชยกรรม
อย่างไรก็ตาม ในปีงบประมาณ 2540 อัตราความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 4.75
เนื่องจากเศรษฐกิจของประเทศชะลอตัว และเพิ่มขึ้นในอัตราที่ลดลงเพียงร้อยละ 4.50 และ 0.22
ในปีงบประมาณ 2541 และ2542 ตามลำดับ เนื่องจากผลต่อเนื่องจากภาวะเศรษฐกิจที่ซบเซาในปี
2540

ในปัจจุบันโครงการพัฒนาชายฝั่งทะเลภาคใต้ หรือโครงการเซาท์เทิร์นซีบอร์ด ซึ่งครอบคลุมพื้นที่ 5
จังหวัดในภาคใต้ ได้แก่ สุราษฎร์ธานี พังงา ภูเก็ต กระบี่ และ นครศรีธรรมราช
รวมทั้งโครงการศึกษาถึงความเป็นไปได้เบี้องต้น สำหรับโครงการที่เกี่ยวข้องกับปิโตรเลียมของ
ปตท. ซึ่งประกอบไปด้วย 3 โครงการ คือ โครงการขนส่งน้ำมันดิบ โครงการกลั่นน้ำมัน
และโครงการด้านอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
จะเป็นโครงการที่จะนำไปสู่การพัฒนาอุตสาหกรรมต่อเนื่องอื่นๆ
อันจะส่งผลให้ความต้องการไฟฟ้าในบริเวณพื้นที่ภาคใต้จะเพิ่มขึ้นในที่สุด

ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในบริเวณภาคใต้

  ------------------ -------------------------- --------------------------
  ปีงบประมาณ          ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด         อัตราเพิ่ม (ร้อยละ)
                     (เมกะวัตต์)                  

  เกิดขึ้นจริง                                      

  2531               413.1                      13.80

  2532               468.0                      13.48

  2533               533.0                      13.69

  2534               608.4                      14.15

  2535               686.3                      12.80

  2536               726.2                      5.81

  2537               814.5                      12.16

  2538               910.8                      11.82

  2539               1,030.5                    13.14

  2540               1,079.4                    4.75

  2541               1,128.1                    4.51

  2542               1,130.5                    0.21

  2543               1,251.7                    1.072
  ------------------ -------------------------- --------------------------

  -------------- ----------------------------- --------------------------
  ปีงบประมาณ      ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (เมกะวัตต์)  อัตราเพิ่ม (ร้อยละ)

  ประมาณการ                                    

  2544           1,307.0                       4.42

  2545           1,403.0                       7.35

  2546           1,508.0                       7.48

  2547           1,622.0                       7.56

  2548           1,736.0                       7.03

  2549           1,855.0                       6.85

  2550           1,993.0                       7.44

  2551           2,163.0                       8.53

  2552           2,330.0                       7.72

  2553           2,495.0                       7.08

  2554           2,658.0                       6.53
  -------------- ----------------------------- --------------------------

ที่มา : กฟผ.

4. การแข่งขัน

4.1 ส่วนแบ่งตลาดของบริษัทเมื่อเทียบกับคู่แข่ง

  เนื่องจากในปัจจุบัน ทั้ง บฟร. และ บฟข. ได้ทำสัญญาซื้อขายกระแสไฟฟ้าให้แก่ กฟผ.
  เป็นระยะเวลา 20 ปี สำหรับ บฟร. และ 15 ปี กับ 20 ปี สำหรับ บฟข. โดย บฟร. และ
  บฟข. มีกำลังผลิตติดตั้ง 1,232 และ 824 เมกะวัตต์ ตามลำดับ คิดเป็นร้อยละ 7.67 และ
  72.44 ของกำลังผลิตรวมของภาคกลางและภาคใต้ ตามลำดับ และกำลังผลิตรวมของทั้ง บฟร.
  และ บฟข. จำนวน 2,056 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 9.16 ของกำลังผลิตทั้งประเทศ

4.2 สถานภาพในการแข่งขันของบริษัทและบริษัทย่อย

  บผฟ. และบริษัทย่อยเป็นหน่วยงานแรกที่แปรรูปจาก กฟผ. มาเป็นบริษัทเอกชน ดังนั้น
  ขณะนี้จึงยังไม่มีคู่แข่งขัน และในอนาคตเมื่อมีผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่และรายเล็กเกิดขึ้น
  บริษัทก็จะยังอยู่ในสถานภาพที่ได้เปรียบคู่แข่งขัน เนื่องจากเหตุผลต่างๆ ดังนี้

1. บริษัทเป็นตัวอย่างในการแปรรูปรัฐวิสาหกิจหน่วยงานแรก จึงได้รับสิทธิประโยชน์ต่างๆ
เพื่อดึงดูดให้เอกชนเข้ามาร่วมลงทุน ประกอบกับการมี กฟผ. เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่
ทำให้บริษัทได้รับความเชื่อถือจากสถาบันการเงินที่ให้กู้ ทำให้มีต้นทุนทางการเงินที่ต่ำกว่าคู่แข่งขัน

2.  บุคลากรของบริษัทได้รับการโอนมาจาก กฟผ.
    ซึ่งเป็นแหล่งผลิตบุคลากรทางด้านอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพียงแห่งเดียวในประเทศ
    ทำให้สามารถปฏิบัติงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ เมื่อเปรียบเทียบกับคู่แข่งขันที่เพิ่งจัดตั้งใหม่
    ที่ยังคงต้องจัดหาบุคลากร ซึ่งอาจจะยังไม่เพียงพอ หรือต้องจัดหาด้วยค่าใช้จ่ายที่สูง
    หรืออาจต้องใช้ระยะเวลาในการฝึกอบรม
    ทำให้การดำเนินการของโรงไฟฟ้าอาจไม่มีประสิทธิภาพเท่าที่ควร

4.3 โอกาสของผู้ที่จะเข้ามาเป็นคู่แข่งขันรายใหม่

  โอกาสที่ผู้ประกอบการรายใหม่จะเข้ามาในอุตสาหกรรมคงเป็นไปได้ยาก
  เนื่องจากข้อจำกัดดังต่อไปนี้

1.  ข้อจำกัดทางด้านเงินลงทุน การก่อสร้างโรงไฟฟ้าต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมาก
    ผู้ที่จะเข้ามาในธุรกิจ ต้องมีความแข็งแกร่งทางด้านการเงินอย่างมาก

2.  ข้อจำกัดทางด้านบุคลากร บุคลากรในอุตสาหกรรมนี้ยังมีอยู่จำกัด การจัดหาบุคลากรทำได้ยาก
    หรือต้องใช้ค่าใช้จ่ายที่สูง

5. การปฏิรูปอุตสาหกรรมไฟฟ้า

เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543
คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบในข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า
และการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.)
ได้ว่าจ้างกลุ่มบริษัทที่ปรึกษา นำโดยบริษัท อาร์เธอร์ แอนเดอร์เซ่น จำกัด เพื่อทำการศึกษา
โดยการดำเนินการตามข้อเสนอดังกล่าว แบ่งได้เป็น 3 ขั้นตอน ดังนี้

ระยะที่ 1 โครงสร้างกิจการไฟฟ้าในระยะสั้น (พ.ศ. 2543-2544)

ในช่วงนี้จะมีการดำเนินการยกร่างกฎหมายเพื่อจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงาน
ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2543
โดยในปัจจุบันร่างกฎหมายดังกล่าวพร้อมทั้ง กฎระเบียบ ข้อกำหนดอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
ซึ่งรวมถึงการจัดเตรียมกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าอยู่ในระหว่างการพิจารณาตรวจร่างของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
ในขั้นตอนนี้หน่วยงานใน กฟผ. จะถูกแปรสภาพเป็นหน่วยธุรกิจต่างๆ
ที่มีอำนาจบริหารงานเป็นของตนเอง โดยจะดำเนินงานในลักษณะของศูนย์กำไร (Profit
Centers) ในขณะที่ กฟผ. ยังคงมีฐานะเป็นผู้ซื้อและผู้จัดหาไฟฟ้าในระดับขายส่ง ส่วน กฟน. และ
กฟภ. ยังคงมีหน้าที่จัดจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าในเขตความรับผิดชอบของตนเช่นเดิม

  ระยะที่ 2 โครงสร้างกิจการไฟฟ้าในระยะปานกลาง (พ.ศ. 2544-2545)

  ในระยะนี้ กฟผ. ยังคงมีฐานะเช่นเดิม โดยเป็นผู้ซื้อรายเดียว
  และเป็นตัวกลางในการจำหน่ายไฟฟ้า และมีบทบาทเป็นหน่วยงานกลางในการวางแผนระยะยาว
  ควบคุมการดำเนินการของระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ตามหน่วยธุรกิจโรงไฟฟ้าพลังความร้อนของ
  กฟผ. จะถูกแปรสภาพเป็นบริษัทในเครือของ กฟผ. ในขณะที่หน่วยธุรกิจระบบส่ง
  และหน่วยธุรกิจศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า จะมีการแยกบทบาทหน้าที่ และการบันทึกบัญชีอย่างชัดเจน
  และ กฟผ. จะดำเนินการเตรียมความพร้อมของระบบตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า

  ระยะที่ 3 โครงสร้างกิจการไฟฟ้าระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป)

  จัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแยกเป็นอิสระจาก กฟผ.
  และเปิดให้มีการแข่งขันอย่างเสรีทั้งในการขายส่งไฟฟ้า และการขายปลีกให้แก่ลูกค้ารายย่อย
  องค์กรกำกับดูแลจะเป็นผู้กำกับดูแลกิจการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Regulatory Body)
  เพื่อสร้างความมั่นใจว่าลูกค้าสามารถซื้อไฟฟ้าได้ในราคาที่เหมาะสม
  ซึ่งโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในอนาคตเป็นดังนี้

  -----------------------------------------------------------------------
  []

  -----------------------------------------------------------------------

  บริษัทผู้ผลิตไฟฟ้า ซึ่งอาจจะเป็นโรงไฟฟ้าในปัจจุบันของ กฟผ. IPP SPP
  หรือผู้ผลิตไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
  จะทำการประมูลเสนอราคาขายส่งไฟฟ้าเข้าสู่ตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
  ซึ่งได้แก่ศูนย์ควบคุมระบบอิสระ (Independent System Operator หรือ ISO)
  โดยศูนย์ควบคุมระบบอิสระซึ่งถูกจัดตั้งขึ้นในรูปบริษัทของรัฐ จะไม่มีหน่วยผลิตไฟฟ้าเป็นของตัวเอง
  แต่จะทำหน้าที่ในการควบคุมระบบไฟฟ้า เพื่อสร้างความเป็นอิสระในการดำเนินงาน
  โดยจะเป็นผู้สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า และเลือกจ่ายไฟฟ้าตามราคาประมูลที่ต่ำที่สุด
  ซึ่งสนองความต้องการสำหรับช่วงเวลานั้นๆ
  นอกจากนี้จะรับผิดชอบในการจัดทำแผนระบบไฟฟ้าของประเทศ

  บริษัทระบบสายส่ง (GridCos)
  จะเป็นเจ้าของและทำหน้าที่ดูแลและบำรุงรักษาระบบสายส่งไฟฟ้าแรงสูง
  ภายใต้สัญญาที่ทำกับศูนย์ควบคุมระบบอิสระ

  บริษัทสายจำหน่าย (DisCos)
  จะเป็นผู้รับผิดชอบในระบบสายจำหน่ายไฟฟ้าแรงต่ำภายในเขตพื้นที่รับผิดชอบของตนเอง

  ผู้ค้าปลีก (SupplyCos) จะเป็นผู้ขายไฟฟ้าให้กับลูกค้ารายย่อย
  โดยที่ผู้ค้าปลีกนี้อาจเป็นธุรกิจในเครือของบริษัทระบบสายจำหน่าย หรือผู้ค้าปลีกอิสระก็ได้

  เนื่องจากในโครงสร้างกิจการไฟฟ้าข้างต้น ศูนย์ควบคุมระบบอิสระ บริษัทระบบสายส่ง และ
  บริษัทสายจำหน่าย จะเป็นผู้ผูกขาดในการให้บริการ
  ดังนั้นองค์กรกำกับดูแลอิสระจึงต้องเข้ามาดูแลการทำงานของทั้ง 3 หน่วยงานอย่างใกล้ชิด

  ในขั้นตอนนี้ กฟผ. ยังคงมีฐานะเป็นรัฐวิสาหกิจ โดยมีกิจการระบบส่ง
  และโรงไฟฟ้าพลังน้ำอยู่ในความดูแล
  ตลอดจนมีหุ้นในบริษัทผลิตไฟฟ้าบางแห่งและธุรกิจที่เกี่ยวข้องอื่นๆ

  อย่างไรก็ตาม เนื่องจากโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในปัจจุบันยังไม่มีการแข่งขันอย่างแท้จริง
  ทำให้มีต้นทุนส่วนเกินบางส่วนของระบบ ซึ่งอาจเกิดจากหลายปัจจัย เช่น
  การที่รัฐบาลค้ำประกันเงินกู้ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง การที่ กฟผ.
  ต้องแบกรับภาระตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่ทำไว้กับ IPP และ SPP
  หรือการที่โรงไฟฟ้าบางแห่งมีประสิทธิภาพต่ำ ต้นทุนส่วนเกินเหล่านี้ เรียกว่า
  "ต้นทุนติดค้างในกิจการไฟฟ้า" หรือ Stranded Cost
  ดังนั้นในขั้นตอนการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าจึงมีการกำหนดค่าการเปลี่ยนแปลงเข้าสู่ระบบการแข่งขัน
  (Competition Transition Charge หรือ CTC) เพื่อนำไปชดใช้ต้นทุนติดค้างดังกล่าว
  โดยจะมีการจัดตั้งบริษัทจัดการหนี้สิน (DebtCo) เพื่อทำหน้าที่รับภาระหนี้ที่เกิดจากต้นทุนติดค้าง
  โดยบริษัทจัดการหนี้สินจะรับค่า CTC จากผู้ใช้ไฟ
  และนำเงินดังกล่าวมาใช้ในการชำระหนี้ที่เกิดจากต้นทุนติดค้างของระบบ ซึ่งกลุ่มบริษัทที่ปรึกษา
  นำโดยบริษัท อาร์เธอร์ แอนเดอร์เซ่น จำกัด มีความเห็นว่า กฟผ.
  มีความเหมาะสมที่จะรับหน้าที่เป็นบริษัทจัดการหนี้สิน เนื่องจากปัจจุบัน กฟผ.
  เป็นคู่สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัทผลิตไฟฟ้าเอกชนอยู่แล้ว
  และหนี้สินติดค้างส่วนใหญ่ก็อยู่ในความรับผิดชอบของ กฟผ.

นอกจากนี้ เนื่องจากปัจจุบัน กฟผ. มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับ IPP SPP
และผู้ผลิตไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
ซึ่งสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเหล่านี้ไม่เอื้อต่อการพัฒนาของตลาดที่มีการแข่งขันเสรี
ดังนั้นเพื่อให้สามารถนำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวมาบริหารให้สอดคล้องกับกลไกตลาดและมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่าย
กลุ่มบริษัทที่ปรึกษาจึงเสนอให้มีการจัดตั้ง PPA Trader หรือผู้ค้าไฟฟ้าตามสัญญา (Contract
Manager) ขึ้นมาเพื่อทำหน้าที่บริหารสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่มีอยู่ในปัจจุบัน
โดยที่ผู้ผลิตไฟฟ้าตามสัญญานั้นจะยังคงมีภาระผูกพันกับ กฟผ. หรือบริษัทจัดการหนี้สิน (DebtCo)
ซึ่งเป็นผู้ถือสัญญา (Contract Holder) ซึ่งแผนผังแสดงความสัมพันธ์จะเป็นดังนี้

  -----------------------------------------------------------------------
  []

  -----------------------------------------------------------------------

  ถึงแม้ว่า PPA Trader จะไม่มีหน่วยผลิตไฟฟ้าเป็นของตนเอง
  แต่จากการที่เป็นผู้บริหารสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทำให้ PPA Trader
  มีความสามารถในการขายไฟฟ้าเช่นเดียวกับบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้า โดยหลักการแล้ว PPA Trader
  จะประมูลขายไฟฟ้าเข้าสู่ตลาดกลาง โดย PPA Trader จะโอนเงินค่าไฟฟ้าที่ได้รับให้แก่
  Contract Holder และ Contract Holder
  จะเป็นผู้ชำระเงินให้แก่บริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าตามราคาที่ระบุไว้ใน PPA
  ในกรณีราคาที่ขายได้ในตลาดกลางต่ำกว่าราคาตาม PPA Contract Holder
  จะเป็นผู้จ่ายชดเชยส่วนต่างนั้นให้แก่บริษัทผลิตไฟฟ้า

[1] ^(/ 1)
การประเมินข้อเสนอของผู้เข้าร่วมประมูลโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ กฟผ.
จะพิจารณาข้อเสนอทั้งทางด้านเทคนิค คุณสมบัติของผู้ลงทุน และเงื่อนไขเกี่ยวกับราคา อาทิ
อัตราค่าไฟฟ้าที่ขายให้ กฟผ. ค่าใช้จ่ายสุทธิของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้นจากการเชื่อมโยงเข้าระบบไฟฟ้า
การยอมรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และการปฏิบัติตามเงื่อนไขในการผลิตไฟฟ้า
และการเชื่อมโยงความเป็นไปได้ของโครงการด้านเทคนิค และวิศวกรรม
ข้อกำหนดทางด้านปฏิบัติการโรงไฟฟ้า ความเสี่ยงทางด้านฐานะการเงินของผู้ลงทุน
คุณภาพและความมั่นคงของแหล่งเชื้อเพลิงและการจัดหาเชื้อเพลิง
คุณสมบัติและประสบการณ์ของผู้ลงทุนและผู้ประกอบการ ประสบการณ์ในการใช้เทคโนโลยี
ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง พิสัยการผลิต ความพร้อมของผู้ลงทุน
และแผนทางด้านการเงิน เพื่อให้การประเมินข้อเสนอของผู้ลงทุนมีความเป็นธรรม
รัฐบาลได้จัดตั้งคณะกรรมการร่วมระหว่าง กฟผ.
และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประเมิน
และคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
เพื่อพิจารณาคัดเลือกข้อเสนอที่ได้รับจากการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและดำเนินการเจรจา
เพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป
ทั้งนี้การแข่งขันระหว่างผู้เข้าร่วมประมูลเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
ส่วนใหญ่จะใช้กลยุทธ์ด้านราคาเป็นหลัก
เนื่องจากคณะกรรมการพิจารณาคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าให้ความสำคัญกับปัจจัยราคาถึงร้อยละ 60
โดยพิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าที่ผู้ผลิตแต่ละรายขายให้ กฟผ.
ผู้ที่เสนอราคาค่าไฟฟ้าต่อหน่วยต่ำกว่าจะได้รับการพิจารณาเป็นพิเศษ
ทั้งนี้เทคโนโลยีการผลิตเป็นกลยุทธ์การแข่งขันอีกประการหนึ่ง

[2] ^(/ 1)
การผลิต/การสั่งจ่ายไฟฟ้าในลักษณะการผลิตไฟฟ้าฐานจะเป็นการผลิต/สั่งจ่ายในลักษณะที่มีการการผลิตไฟฟ้าในปริมาณที่ค่อนข้างสม่ำเสมอตลอดเวลา
24 ชั่วโมง โดยไม่มีการเปลี่ยนแปลงมากนัก