หมวดหมู่: มติ ครม.

GOV6


โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 – 9 ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

          คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและอนุมัติตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) เสนอดังนี้

          1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการก่อสร้างและติดตั้งโรงไฟฟ้า แม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ พร้อมระบบส่งไฟฟ้า ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 47,470 ล้านบาท

          2. อนุมัติงบประมาณประจำปี 2565 ตามแผนประมาณการเบิกจ่ายสำหรับโครงการโรงโฟฟ้า แม่เมาะทดแทนเครื่องที่ 8 - 9 (โครงการฯ) จำนวนเงินทั้งสิ้น 3,795 ล้านบาท

          สาระสำคัญของเรื่อง

          พน. รายงานว่า

          1. ภาคเหนือมีอัตราการเติบโตของความต้องการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยร้อยละ 3.3 และมีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด วันที่ 20 พฤษภาคม 2564 เท่ากับ 3,521.4 เมกะวัตต์ และคาดว่าในปี 2580 จะมีความต้องการไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 6,033 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันภาคเหนือมีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 5,561.6 เมกะวัตต์ (ข้อมูล พฤศจิกายน 2564) ซึ่งกำลังผลิตไฟฟ้าหลักมาจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะและรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ซึ่งตั้งอยู่ในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว1

          2. โรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 9 มีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวม 600 เมกะวัตต์ (2x300 เมกะวัตต์) และใช้ถ่านหินลิกไนต์จากเหมืองแม่เมาะเป็นเชื้อเพลิง โดยเริ่มเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ปี .. 2532 และ .. 2533 ตามลำดับ โดยปัจจุบัน โรงไฟฟ้าดังกล่าวมีอายุการใช้งานมากกว่า 30 ปี (อายุการใช้งานตามสัญญา 33 ปี และ 32 ปี) จึงมีประสิทธิภาพลดลง ประกอบกับถ่านหินลิกไนต์จากเหมืองแม่เมาะมีค่าแคลเซียมออกไซด์ในขี้เถ้าเฉลี่ยสูง ทำให้โรงไฟฟ้าแมเมาะที่ใช้งานอยู่ปัจจุบันไม่สามารถเดินเครื่องได้เต็มประสิทธิภาพ ประกอบกับแผน PDP 2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (ตามข้อ 2.2) ได้กำหนดให้ปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะที่ครบอายุการใช้งานออกจากระบบรวมทั้งสิ้น 1,620 เมกะวัตต์ ครอบคลุมโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ซึ่งมีกำหนดปลดในปี 2565 และ เครื่องที่ 9 ในปี 2568 ส่งผลให้กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคเหนือที่เหลืออยู่ไม่สามารถรองรับเหตุสุดวิสัย ในกรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดหยุดเดินเครื่องฉุกเฉิน (N-1) ได้ จึงจำเป็นต้องเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โดยการดำเนินโครงการฯ และได้พิจารณาระยะเวลาเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าทดแทนให้สอดคล้องตามปริมาณลิกไนต์สำรองที่มีอยู่ ในเหมืองแม่เมาะ เพื่อให้สามารถใช้ทรัพยากรที่มีอยู่อย่างคุ้มค่า

 

BANPU 720x100

 

          3. รายละเอียดและรายงานศึกษาความเหมาะสมของโครงการฯ

                 3.1 รายละเอียดทั่วไป

 

ประเด็น

รายละเอียด

วัตถุประสงค์

เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศและรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ภาคเหนือ ลดการพึ่งพากำลังผลิตไฟฟ้าผ่านสายส่งจากภูมิภาคอื่น รวมถึงรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศไทย และเป็นการสนองนโยบายของรัฐบาลในด้านการใช้เชื้อเพลิงที่มีอยู่ภายในประเทศให้เกิดประโยชน์สูงสุด

สถานที่ตั้ง

ตั้งอยู่ภายในบริเวณโรงไฟฟ้าแม่เมาะ ตำบลแม่เมาะ อำเภอแม่เมาะ จังหวัดลำปาง ทางด้านทิศใต้ของโรงไฟฟ้าปัจจุบัน ถัดจากพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทนเครื่องที่ 4 – 7 ใช้พื้นที่ก่อสร้างเฉพาะส่วนผลิตกระแสไฟฟ้าและระบบส่งประมาณ 145 ไร่ ซึ่งอยู่ในขอบเขตพื้นที่ของ กฟผ. ที่ได้รับอนุญาตให้ใช้ประโยชน์จากกรมป่าไม้ (ถึงวันที่ 31 มกราคม 2593)

ชนิดและขนาด

กำลังผลิตไฟฟ้า

• โรงไฟฟ้าพลังความร้อนประเภทผลิตพลังงานไฟฟ้าฐานโดยใช้ถ่านหินลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง และใช้เทคโนโลยีแบบ Pulverized Coal (PC) ซึ่งเป็นวิธีการเผาไหม้ถ่านหินที่ใช้กัน อย่างแพร่หลาย

• ขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 600 เมกะวัตต์

• ประสิทธิภาพ (New and Clean) ประมาณร้อยละ 37.88

• ประสิทธิภาพเฉลี่ยตลอดอายุการเดินเครื่อง 25 ปี ประมาณร้อยละ 37.14

• กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2569

เชื้อเพลิงและ

ความต้องการ

ใช้เชื้อเพลิง

• มีอัตราความต้องการในการใช้ถ่านหินลิกไนต์จากเหมืองแม่เมาะของโครงการฯ สูงสุด ประมาณ 10,418 ตันต่อวัน หรือเฉลี่ยประมาณ 3.23 ล้านตันต่อปี โดยคำนวณที่ค่า ความร้อน (HHV) ของถ่านหินลิกไนต์ 3,200 กิโลแคลอรี่ต่อกิโลกรัม และอัตราเดินเครื่องสูงสุดร้อยละ 85 ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 21.53 ของความต้องการรวมของโรงไฟฟ้าแม่เมาะ (ประมาณ 15 ล้านตันต่อปี)

• ความต้องการใช้เชื้อเพลิงรวมประมาณ 81 ล้านตัน ตลอดอายุการเดินเครื่อง 25 ปี

• เหมืองแม่เมาะมีปริมาณสำรองถ่านลิกไนต์ (Reserve) ประมาณ 237 ล้านตัน (มกราคม 2562) ซึ่งเพียงพอต่อการผลิตเพื่อจัดส่งให้โรงไฟฟ้าที่มีอยู่ [เครื่องที่ 8 - 13 (ทยอยปลดตามอายุการใช้งาน)] รวมทั้งโรงไฟฟ้าทดแทนเครื่องที่ 4 - 7 และเครื่องที่ 8 - 9 ในช่วงเดือนมกราคม 2562 ถึงธันวาคม 2593 คิดเป็นประมาณ 234 ล้านตัน

แหล่งน้ำและ

ความต้องการใช้น้ำ

• ใช้แหล่งน้ำเดียวกันกับโรงไฟฟ้าแม่เมาะปัจจุบัน ได้แก่ อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และแม่จาง

• มีความต้องการใช้น้ำทั้งสิ้นประมาณ 44,000 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน ได้แก่ (1) กิจกรรมภายในโรงไฟฟ้า 1,600 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน (2) ระบบหล่อเย็น 36,900 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน (3) ระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ 5,000 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน และ (4) ขั้นตอนการเตรียมน้ำมันดิบ 500 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน

• ปริมาณน้ำทิ้งออกสู่ระบบบำบัดน้ำทิ้งสูงสุดประมาณ 10,251 ลูกบาศก์เมตรต่อวันโดยจะ ถูกหมุนเวียนกลับไปใช้ในระบบต่างๆ และนำไปผ่านกระบวนการบำบัดน้ำทิ้งให้อยู่ในเกณฑ์มาตรฐานก่อนระบายลงสู่แม่น้ำจางในอัตราสูงสุดประมาณ 7,000 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน

ระบบส่งไฟฟ้า

โรงไฟฟ้าแม่เมาะจ่ายไฟเข้าสู่ระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ผ่านสถานีไฟฟ้าแรงสูงแม่เมาะ 3 ซึ่งมีการเชื่อมโยงกับสถานีไฟฟ้าแรงสูงแห่งอื่นๆ เพื่อส่งไฟฟ้าไปยังจังหวัดต่างๆ ด้วยสายส่งไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 230 และ 500 กิโลโวลต์ โดยโครงการฯ จะเชื่อมโยงเข้ากับระบบไฟฟ้าหลักที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงแม่เมาะ 3 ซึ่งจะต้องก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าเพิ่มและปรับปรุงสถานีไฟฟ้าโดยใช้ระยะเวลาประมาณ 18 เดือน หรือจะแล้วเสร็จภายในเดือนมกราคม 2568 ดังนี้

(1) งานก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ จากลานไกไฟฟ้า2 ของโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทนเครื่องที่ 8 - 9 ไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูง 230 กิโลโวลต์ แม่เมาะ 3 ระยะทางประมาณ 1,000 เมตร

(2) งานขยายสถานีไฟฟ้าแรงสูง 230/115 กิโลโวลต์ แม่เมาะ 3

(3) งานระบบสื่อสารที่เกี่ยวข้องกับโครงการฯ

แผนการดำเนินงาน

แผนงานโครงการ : กฟผ. จะออกหนังสือสนองรับราคาซื้ออุปกรณ์โรงไฟฟ้า (Letter of Intent;, LOI) ให้ผู้ชนะการประกวดราคา เพื่อดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในระยะเวลาประมาณ 48 เดือน โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในปี 2569

• แผนการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า3 (กองทุนฯ) : โครงการฯ จัดอยู่ในกองทุนฯ ประเภท ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เนื่องจากใช้ถ่านลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง และมีปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้ามากกว่า 5,000 ล้านกิโลวัตต์ - ชั่วโมงต่อปี หรือมีรายได้มากกว่า 50 ล้านบาทต่อปีขึ้นไป จึงต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนฯ ตลอดอายุการเดินเครื่อง ดังนี้

 

ระยะการดำเนินการ

เงื่อนไขการนำส่งเงิน

ตามระเบียบดังกล่าว

 

การนำส่งเงิน

ของโครงการฯ

ระยะการก่อสร้าง

นำส่งเงินในอัตรา 50,000 บาทต่อเมกะวัตต์ติดตั้งต่อปี หรือไม่น้อยกว่า 50,000 บาทต่อปี

 

ประมาณ 132 ล้านบาท

(ระยะเวลา 48 เดือน)

ระยะการผลิตไฟฟ้า

นำส่งเงินตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าในแต่ละเดือนในอัตรา 2 สตางค์ต่อหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบตลอดอายุโรงไฟฟ้า

 

ประมาณ 89.35 ล้านบาท ต่อปี (25 ปี) เฉลี่ยเดือนละประมาณ 7.45 ล้านบาท

 

ประมาณการ

ค่าใช้จ่าย

• ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานรวมทั้งสิ้น 47,470 ล้านบาท ดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

รายการ

ค่าใช้จ่ายเพื่อซื้ออุปกรณ์จากต่างประเทศ

ค่าใช้จ่ายเพื่อซื้ออุปกรณ์

ในประเทศและการก่อสร้าง

รวม

โรงไฟฟ้า

25,530 

(740 ล้านดอลลาร์สหรัฐ)

21,470

47,000

ระบบส่งไฟฟ้า

265 

(7.6 ล้านดอลลาร์สหรัฐ)

205

470

รวม

25,795

21,675

47,470

 

• ประมาณการเบิกจ่ายรายปี ดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

รายการ

ปี 2565

ปี 2566

ปี 2567

ปี 2568

ปี 2569

รวม

โรงไฟฟ้า

3,795

9,120

11,810

16,940

5,335

47,000

ระบบส่งไฟฟ้า

-

75.2

352.5

42.3

-

470

รวม

3,795

9,195.2

12,162.5

16,982.3

5,335

47,470

 

แหล่งเงินทุน

กฟผ. จะพิจารณาใช้เงินจากแหล่งใดแหล่งหนึ่งหรือหลายแหล่งรวมกัน ดังนี้

 

แหล่งเงินทุน

เงินตราต่างประเทศ

เงินบาท

- สถาบันการเงินระหว่างประเทศ

- ธนาคาร/สถาบันเพื่อการนำเข้าส่งออก

 ü

-

ธนาคาร/สถาบันการเงิน

ต่างประเทศ

และ/หรือในประเทศ

ในประเทศ

การออกพันธบัตรลงทุน

ต่างประเทศ

และ/หรือในประเทศ

ในประเทศ

การระดมทุนผ่านกองทุนรวมโครงสร้างพื้นฐาน (EGATIF)

ü   ü

เงินรายได้ของ กฟผ.

 ü  ü

 

 

QIC 720x100

 

                  3.2 การพิจารณาความเหมาะสมของโครงการฯ

 

ด้าน

รายละเอียด

ด้านสิ่งแวดล้อม

• มีประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าสูงกว่าโรงไฟฟ้าแม่เมาะเดิม ซึ่งจะช่วยลดปริมาณการใช้เชื้อเพลิง

• มีการติดตั้งระบบควบคุมมลสารซึ่งใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัย เพื่อช่วยลดการปล่อยมลสารในภาพรวมมีมาตรการติดตาม ตรวจสอบ และป้องกัน เพื่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด

• ข้อมูลสมรรถนะทางเทคนิคเบื้องต้นของโครงการฯ (ปล่องระบายอากาศ)

 

สิ่งที่ปลดปล่อย

จากการผลิตไฟฟ้า

หน่วย

ค่าความเข้มข้น

อากาศเสีย

ของโครงการฯ

ค่ามาตรฐานควบคุม

การปล่อยทิ้งอากาศเสีย

จากโรงไฟฟ้าใหม่

ซัลเฟอร์ไดออกซ์ไซด์ (SO2)

ppmV4

90

180

mg/Nm3

235

-

ออกไซด์ของไนโตรเจน

(NOx)

ppmV

90

200

mg/Nm3

170

-

ฝุ่นละออง (TSP)

mg/Nm3

30

80

 

• คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ (กก.วล.) ในคราวประชุมครั้งที่ 4/2564 เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2564 มีมติ ดังนี้

(1) เห็นชอบรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจกรรม หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิตของประชาชนอย่างร้ายแรง (Environmental Health Impact Assessment : EHIA) ของโครงการฯ ตามความเห็นของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ในการประชุมครั้งที่ 14/2564 เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2564 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการตามแผนลดการใช้ถ่านหินในการผลิตกระแสไฟฟ้าและใช้พลังงานสะอาดมากขึ้น และให้เพิ่มเติมมาตรการเกี่ยวกับการป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด 19) ตามแนวทางที่กรมควบคุมโรค กระทรวงสาธารณสุข (สธ.) กำหนดและดำเนินการสรุปได้ ดังนี้

• ดำเนินการตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อม และติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมตามที่กำหนดไว้ในรายงาน EHIA อย่างเคร่งครัด

• ให้ตั้งงบประมาณเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามที่กำหนดไว้

(2) มอบให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมพิจารณากำหนดมาตรการการป้องกันการแพร่ระบาดของโรคโควิด 19 ไว้ในรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมด้วย

ด้านการรับฟังความคิดเห็น

• คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในคราวประชุมครั้งที่ 5/2565 เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 มีมติรับทราบผลการรับฟังความคิดเห็นของประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (รับฟังความคิดเห็นฯ) โครงการฯ ซึ่งได้ดำเนินกระบวนการทั้งในรูปแบบการจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นฯ ในพื้นที่และช่องทางออนไลน์ ตั้งแต่วันที่ 30พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 17 ธันวาคม 2564 โดยมีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้

(1) ผู้เข้าร่วม รวมทั้งสิ้นจำนวน 2,969 คน ได้แก่

     - ประเภท : (1) ประชาชนในพื้นที่รอบโครงการ 1,593 ราย (ร้อยละ 53.7) (2) ประชาชนทั่วไปที่สนใจ 773 ราย (ร้อยละ 26.2) และหน่วยงานราชการในระดับต่างๆ 42 ราย (ร้อยละ 1.4)

     - พื้นที่ (ตำบล) : แม่เมาะ 671 ราย (ร้อยละ 22.6) สบป้าด 369 ราย (ร้อยละ 12.4) นาสัก 295 ราย (ร้อยละ 9.9) จางเหนือ 164 ราย (ร้อยละ 5.5) และบ้านดง 94 (ร้อยละ 3.3)

(2) ความคิดเห็นฯ และข้อเสนอแนะของคณะกรรมการรับฟังความคิดเห็นฯ

ประชาชนส่วนใหญ่แสดงออกถึงความเชื่อมั่นกับเทคโนโลยีของโครงการฯ รวมทั้งมาตรการต่างๆ ที่ถูกจัดทำขึ้นตามรายงาน EHIA สามารถครอบคลุมและตอบปัญหาที่ประชาชนห่วงกังวล อย่างไรก็ตาม ยังคงมีประเด็นที่ประชาชนยังให้ความห่วงใยเป็นพิเศษ เช่น

     - กฟผ. ควรหาเทคโนโลยีในการดักจับและกักเก็บหรือเปลี่ยนให้เป็นเคมีภัณฑ์ชนิดอื่นหรือทำการปลูกป่าเพื่อส่งเสริมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิที่เป็นศูนย์ (Net Zero)

     - กกพ. ควรให้ กฟผ. จัดทำแผนบูรณาการทางด้านน้ำอย่างเป็นรูปธรรมครอบคลุมระยะเวลาของอายุโรงไฟฟ้า โดยควรมีความยืดหยุ่นและปรับเปลี่ยนได้ตามปริมาณการใช้น้ำและสภาพภูมิอากาศที่เปลี่ยนแปลง รวมทั้งการจัดการปัญหาทางด้านกลิ่นจากแหล่งน้ำตามฤดูกาลด้วย

     - กฟผ. อาจพิจารณานำระบบวงจรตัดเสียงรบกวน (Noise Cancellation) มาติดตั้งตามบ้านเรือนที่ได้รับผลกระทบเพิ่มเติม เพื่อแก้ปัญหาเสียงรบกวนในยามวิกาล

     - มาตรการด้านการจราจรยังมีความไม่สมบูรณ์ อาทิ ระบบสัญญาณไฟจราจรที่ส่งผลให้เกิดอุบัติเหตุเป็นระยะ ดังนั้น กฟผ. ควรร่วมมือกับกรมทางหลวงสำรวจและทำการแก้ไขจุดบกพร่อง โดยระหว่างก่อสร้างควรกำกับให้รถที่เข้าออกโครงการติดป้ายให้ชัดเจนบริเวณกระจกรถด้านข้างทั้ง 2 ข้าง และด้านท้าย ระบุชื่อโครงการ หน่วยงาน และเบอร์ติดต่อ

     - ประชาชนยังมีความกังวลเกี่ยวกับสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด 19 ที่อาจมีความรุนแรงขึ้น ดังนั้น กฟผ. ควรจัดทำแผนฉุกเฉินเพิ่มเติมเพื่อรองรับกับการเปลี่ยนแปลงของสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด 19 โดยยึดหลักป้องกันเป็นพื้นฐานสำคัญ

     - ควรคำนึงถึงมาตรการแก้ปัญหามลพิษทางอากาศต่างๆ ในสภาวะภูมิอากาศทั่วไปไม่อำนวย เช่น ท้องฟ้าปิดในฤดูหนาวที่จะส่งผลให้เกิดหมอกควัน โดยควรดำเนินการเร่งประชาสัมพันธ์ให้ความรู้และช่วยเหลือประชาชนให้สวมใส่หน้ากากอนามัยอย่างทั่วถึง

     - ควรเปิดโอกาสให้ผู้นำชุมชน ตัวแทนภาคประชาชนและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้ามาร่วมดำเนินงานติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมทุกครั้ง และในการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า กองทุนสนับสนุนจาก กฟผ. หรือกิจกรรมความรับผิดชอบต่อสังคม (CSR) ควรเน้นสร้างพื้นฐานเศรษฐกิจชุมชนให้เข้มแข็ง และยกมาตรฐาน สิ่งอำนวยความสะดวกทางสังคมเป็นหลัก

ด้านเศรษฐศาสตร์ และการเงิน

มีความคุ้มค่าในการลงทุนและให้ผลตอบแทนการลงทุน โดยมีอัตราผลตอบแทนการลงทุนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) ร้อยละ 6.99 และคิดเป็นมูลค่าปัจจุบันของผลประโยชน์สุทธิทางด้านเศรษฐศาสตร์ จำนวน 5,928 ล้านบาท โดยราคาขายไฟฟ้าของโครงการฯ ไม่สูงกว่าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ที่ใช้ถ่านลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง โดยมีผลการวิเคราะห์สรุปได้ ดังนี้

 

หัวข้อ

 

ผลการวิเคราะห์

ราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ย

 

1.8025 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง

- ค่าความพร้อมจ่ายพลังงานไฟฟ้า (AP)5

 

1.1551 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง

- ค่าพลังงานไฟฟ้า (EP)6

 

0.6474 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง

อัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (ROIC)

ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558

 

ร้อยละ 5.85

อัตราผลตอบแทนการลงทุนของโครงการ (Project IRR)7

 

ร้อยละ 5.87

มูลค่าปัจจุบันของผลประโยชน์สุทธิของโครงการ (Project NPV) [อัตราส่วนลด (discount rate) เท่ากับ อัตราต้นทุนเงินทุน (WACC) ที่ร้อยละ 5.85]

 

119 ล้านบาท

อัตราผลตอบแทนส่วนทุน (ROE)

 

ร้อยละ 6.47

มูลค่าปัจจุบันของผลประโยชน์สุทธิส่วนทุน (NPV on Equity)

 

1,860 ล้านบาท

อัตราผลตอบแทนการลงทุนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR)7

 

ร้อยละ 6.99

มูลค่าปัจจุบันของผลประโยชน์สุทธิทางด้านเศรษฐศาสตร์

 

5,928 ล้านบาท

ระยะเวลาคืนทุน

 

16 ปี

 

_______________________

1กำลังผลิตไฟฟ้าหลักของภาคเหนือมาจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 13 และโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทนเครื่องที่ 4 – 7 กำลังผลิตตามสัญญารวม 2,220 เมกะวัตต์ และรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ เครื่องที่ 1 – 3 กำลังผลิต 1,473 เมกะวัตต์

2ลานไกไฟฟ้า (Switchyard) ทำหน้าที่ตัดต่อวงจงไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า

3กองทุนพัฒนาไฟฟ้า คือ กองทุนที่จัดตั้งตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน .. 2550 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นทุนสนับสนุนให้มีการให้บริการไฟฟ้าไปยังท้องที่ต่างๆ อย่างทั่วถึง กระจายความเจริญไปสู่ท้องถิ่น พัฒนาชุมชนในท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยคำนึงถึงความสมดุลของทรัพยากรธรรมชาติและสร้างความเป็นธรรมให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า

4ค่าความเข้มข้นของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่จะมีผลในการแผ่รังสี (radiative forcing) เท่ากันกับก๊าซเรือนกระจกต่างๆ โดยค่าคาร์บอนเทียบเท่านี้จะมีหน่วยเป็นส่วนในล้านส่วนโดยปริมาตร (ppmv)

5ค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment: AP) ประกอบด้วย ประมาณการภาระเงินกู้ผลตอบแทนส่วนทุนค่าใช้จ่ายคงที่ในการเดินเครื่องและบำรุงรักษา และค่าใช้จ่ายด้านประกันภัย

6ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ประกอบด้วย ค่าเชื้อเพลิง ค่าใช้จ่ายผันแปรในการเดินเครื่องบำรุงรักษา และเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า (ระหว่างดำเนินการผลิต)

7คู่มือแนวทางและหลักเกณฑ์การวิเคราะห์โครงการ .. 2555 (ฉบับปรับปรุง) ของสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ระบุว่า สำหรับการวิเคราะห์ความเหมาะสมทางการเงินของโครงการ อัตราผลตอบแทนทางการเงิน (Financial Internal Rate of Return: FIRR) ควรมากกว่าอัตราเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักต้นทุนเงินลงทุนของโครงการ (Weighted Cost of Capital: WACC) ในขณะที่การวิเคราะห์ความเหมาะสมทางด้านเศรษฐกิจของโครงการ ที่ผ่านมา สศช. ได้กำหนดเกณฑ์อัตราผลตอบแทนทางเศรษฐกิจ (Economic Internal Rate of Return : EIRR) ที่เหมาะสมอยู่ระหว่างร้อยละ 9 – 12 แล้วแต่ลักษณะของโครงการ

 

(โปรดตรวจสอบมติคณะรัฐมนตรีที่เป็นทางการจากสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีอีกครั้ง)

ที่ประชุมคณะรัฐมนตรี พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา (นายกรัฐมนตรี) 24 พฤษภาคม 2565

สำนักโฆษก   สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี โทร. 0 2288-4396

 

A5841

 Click Donate Support Web 

EXIM One 720x90 C J

วิริยะ 720x100

AXA 720 x100

aia 720 x100GC 720x100TU720x100sme 720x100

ais 720x100

ooKbee1

corehoon NEW2

 

 

ข่าวล่าสุด!!