เปิดมติกบง.ยุค”ศิริ จิระพงษ์พันธ์”ช่วงนั่งตำแหน่งรัฐมนตรีพลังงานและประธานกบง.หลังถูกห้ามเผยแพร่ทางเว็บไซต์สนพ. นาน5เดือน พบอนุมัติโครงการสำคัญตามแผนPDP2018 ทั้งโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก 1,400 เมกะวัตต์ ที่ให้ ราช กรุ๊ป ดำเนินการ และ การอนุมัติให้บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (บริษัท NPS) เปลี่ยนเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้า 540เมกะวัตต์ จากถ่านหิน เป็น ก๊าซธรรมชาติ
ผู้สื่อข่าวศูนย์ข่าวพลังงาน(Energy News Center- ENC) รายงานว่า สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) ได้มีการนำมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน(กบง.) ในยุคที่นายศิริ จิระพงษ์พันธ์ เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และประธานกบง. นับตั้งแต่การประชุมครั้งที่ 76 วันที่ 30มกราคม 2562 จนถึงครั้งล่าสุด 16พ.ค. 2562 ก่อนที่นายศิริ จะพ้นจากตำแหน่ง จากเดิมที่ก่อนหน้านี้ถูกสั่งไม่ให้มีการเผยแพร่ มาอัพโหลดลงเว็บไซต์ ของสนพ. www.eppo.go.th ในช่วงที่นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์ เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ซึ่งทำให้สังคมรับทราบว่า การประชุมกบง.ดังกล่าว ได้มีการพิจารณาเรื่องสำคัญด้านพลังงานในหลายเรื่อง โดยเฉพาะเหตุผลการอนุมัติให้ ราช กรุ๊ป ดำเนินการสร้างโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก ขนาด 1,400 เมกะวัตต์ โดยไม่ต้องมีการประมูล เนื่องจาก มีการวิเคราะห์ข้อเสนอของราช กรุ๊ป (ชื่อเดิมบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ) ในกรณีสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 1,400 เมกะวัตต์ จะมีราคาค่าไฟฟ้าต่ำกว่า Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์อยู่ที่ 0.0038 บาทต่อหน่วย รวมทั้ง การอนุมัติให้ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังการผลิต 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเรื่องสำคัญดังกล่าวอยู่ในมติ กบง.วันที่ 25ก.พ. 2562 และวันที่ 3 พ.ค. 2562
โดยเรื่องสำคัญของ การประชุม กบง. วันจันทร์ที่ 25ก.พ. 2562 และวันที่ 3 พค.2562 ในยุคที่ นายศิริ จิระพงษ์พันธ์ เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน อยู่ในวาระที่ 2 กรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018)
สรุปสาระสำคัญดังนี้
- เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP2018) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018
ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2562 กบง. ได้รับทราบมติ กพช. เรื่องแผน PDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำแผนปฏิบัติการสำหรับแผน PDP2018 เพื่อจะได้นำแผนไปสู่การปฏิบัติอย่างเหมาะสม - แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้าในปลายปี 2580 รวมสุทธิ 77,211 เมกะวัตต์ โดยประกอบด้วยกำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน ณ สิ้นปี 2560 เท่ากับ 46,090 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่รวม 56,431 เมกะวัตต์ และมีการ
ปลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วงปี 2561 – 2580 จำนวน 25,310 เมกะวัตต์ โดย ณ ปี 2580 มีภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) ดังนี้ โรงไฟฟ้าหลัก (กฟผ. IPP SPP และ Import) 44,183 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (กฟผ. SPP และ VSPP) 28,508 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาล 520 เมกะวัตต์ (แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 เมกะวัตต์) และการอนุรักษ์พลังงานด้านไฟฟ้าตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ - เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2562 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอความเห็นเกี่ยวกับโครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) และเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2562 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอความเห็นเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกตามแผน PDP2018 ซึ่งสรุปได้ ดังนี้
3.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ตามแผน PDP2018 ระบุให้จัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2567 และโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2568 ซึ่ง กบง. ได้รับมอบหมายจาก กพช. ให้พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 โดยคำนึงถึงความเห็นของ กกพ. และ กฟผ. ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2561 บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (บริษัท RATCH) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ สามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้า และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH ร่วมกับ กฟผ. และ กกพ. สรุปได้ ดังนี้
3.1.1 กระทรวงพลังงานเห็นควรรับพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของ กฟผ. ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสมของความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้และภาคตะวันตกไปพร้อมกัน
3.1.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท RATCH หรือบริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการตามข้อเสนอของบริษัท RATCH (กลุ่มบริษัท RATCH) (2) โรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 1,400 เมกะวัตต์ (2×700 เมกะวัตต์) (3) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (4) เป็นการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยพิจารณาการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และคำนึงถึงจุดเชื่อมโยงที่จำเป็นและเหมาะสมในด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ ภาคตะวันตก และเขตนครหลวง และ (5) ราคารับซื้อไฟฟ้า ไม่สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชนิดเดียวกัน ทั้งนี้ ให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า และสะท้อนต้นทุนที่ประหยัดได้จากความคุ้มค่าต่อขนาดการลงทุน (Economy of Scale) การใช้ facility ร่วมกัน และการใช้โครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่แล้ว
3.1.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท RATCH เสนอ กบง. หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้ กบง. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัท RATCH และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้นให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท RATCH และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
3.2 โรงไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ โดยแผน PDP2018 ได้กำหนด
ให้ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (บริษัท NPS) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าของบริษัท NPS กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (เป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP2015 และ PDP2018) เนื่องจากปัญหาความขัดแย้งและการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินออกไป และ/หรือ ปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
3.2.1 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า โครงการของบริษัท NPS มีความสอดคล้องกับนโยบายภาครัฐที่สนับสนุนให้มีการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับโครงการพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) อีกทั้งจะสามารถช่วยเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ EEC ที่จะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3.2.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท NPS หรือบริษัทที่จัดตั้งขึ้นหรือที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการ ตามข้อเสนอของบริษัท NPS (กลุ่มบริษัท NPS) (2) ให้เปลี่ยนประเภทเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ (3) ปริมาณกำลังผลิตและจุดเชื่อมโยง เป็นไปตามข้อเสนอเดิมของกลุ่มบริษัท NPS (4) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินกว่าที่กำหนดในแผน PDP2018 โดยให้เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS เพื่อกำหนดวันที่เหมาะสม (5) กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท NPS ภายในเดือนเมษายน 2562 ทั้งนี้ หาก กฟผ. ไม่สามารถลงนามสัญญาได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด ให้ กกพ. พิจารณากำหนดกรอบเวลาลงนามให้แล้วเสร็จต่อไป และ (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราค่าความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า
3.2.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท NPS เสนอ กบง. พิจารณา
หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้มอบหมายให้ กกพ. เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ตามกรอบการเจรจา และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้น กฟผ. ลงนามในสัญญาฯ และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
มติของที่ประชุม
- โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568
(1) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก เดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้า
เข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
ในปี 2568
(2) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2568
(3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา - โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS)
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
การประชุม กบง. ครั้งที่ 79 วันศุกร์ที่ 3 พ.ค. 2562 เรื่องการจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่ภาคตะวันตก อยู่ในวาระที่ 1
สรุปสาระสำคัญดังนี้
- เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP 2018) โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพระบบส่งไฟฟ้า เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคตและเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาต่อไป (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP 2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม (4) เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. ในข้อ (3) และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และ (5) มอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
- เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผน PDP 2018 ดังนี้ ส่วนที่ 1 โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568 (1) ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกเดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568 (2) ให้ กกพ. พิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568 และ (3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้ กบง. พิจารณา และส่วนที่ 2 โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ กกพ. ยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
3.โรงไฟฟ้าในภาคตะวันตกตามแผน PDP 2018 ในช่วงปี 2561 – 2570 มีแผนดังนี้ (1) ปี 2563 ปลดไตรเอนเนอยี่ เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ (2) ปี 2567 สร้างโรงไฟฟ้าทดแทน เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ (3) ปี 2568 ปลดผลิตไฟฟ้าราชบุรี เครื่องที่ 1-2 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและน้ำมันขนาด 1,440 เมกะวัตต์ (4) ปี 2568 สร้างโรงไฟฟ้าใหม่ เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ และ (5) ปี 2570 ปลดผลิตไฟฟ้าราชบุรี ชุดที่ 1-3 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 2,041 เมกะวัตต์
4.โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประกอบไปด้วยสองส่วนหลัก (Two-Part Tariff) ดังนี้ (1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ประกอบไปด้วย (AP1) เพื่อชดเชยเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และ (AP2) เพื่อชดเชยค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เช่น ค่าใช้จ่ายปฏิบัติการและบำรุงรักษาคงที่ โดยค่าใช้จ่าย AP1 และ AP2 จะถูกกำหนดใน Schedule 2 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (2) ค่าใช้จ่ายผันแปร (Energy Payment: EP) ประกอบไปด้วยค่าใช้จ่ายเพื่อชดเชยค่าเชื้อเพลิงและประกันประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า (Fuel Payment) และค่าใช้จ่ายผันแปรอื่นๆที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้า (VOM) โดยค่าใช้จ่าย Energy Payment จะถูกกำหนดใน Schedule 3 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ในกรณีที่ต้องลงทุนก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเชื่อมโยงกับระบบของ กฟผ. จะมีค่าใช้จ่ายที่เรียกว่า ค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบ (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าจะเป็นผู้ออกค่าใช้จ่ายและโอนทรัพย์สินให้ กฟผ. ก่อนการเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า โดย กฟผ. จะจ่ายคืนค่าใช้จ่ายให้เป็นรายเดือน ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว เป็นหลักเกณฑ์ที่ใช้ประกอบสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ที่ผ่านมาและยังคงนำมาใช้ในการกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้า IPP ในครั้งนี้
- การเปรียบเทียบโรงไฟฟ้า IPP ใช้วิธีการเปรียบเทียบ Levelized Unit Price (LUP) โดย LUP ประกอบด้วย NPV[รายได้(AP+EP)]/NPV[หน่วยไฟฟ้าที่ผลิต] ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยได้ใช้ Evaluation Model เป็นเครื่องมือในการคำนวณ LUP เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบโครงการ IPP ทั้งนี้ในการเปรียบเทียบโครง IPP จำเป็นจะต้องกำหนดสมมติฐานในการคำนวณ LUP เช่น อัตราส่วนลด (Discount Rate), อัตราแลกเปลี่ยน (Fx) และการเปลี่ยนแปลงของ Fx, CPI และการเปลี่ยนแปลงของ CPI, ราคาก๊าซธรรมชาติและการเปลี่ยนแปลงของราคาก๊าซธรรมชาติ รวมถึง Dispatch Factor ตลอดอายุโครงการลักษณะเดียวกันเพื่อให้สามารถเปรียบเทียบกันได้ ทั้งนี้สมมติฐานที่สำคัญใน Evaluation model เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบมีดังนี้ (1) อัตราส่วนลดเท่ากับร้อยละ 8(2) Dispatch Factor เท่ากับร้อยละ 92.45 (3) อัตราแลกเปลี่ยน (Fx) เท่ากับ 31.8 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (คงที่)(4) US CPI และ Thai CPI เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.5 ต่อปี โดยใช้สถิติค่าเฉลี่ยจากปี 2556 (ปี 2561 เป็นปีฐาน) (5) USD Indexation Allowance (ค่า AP) เท่ากับ ร้อยละ 50 ต่อร้อยละ 50 และ (6) ราคาก๊าซฯ เท่ากับ 244.2 บาทต่อล้านบีทียู (ราคาคงที่ตาม PDP 2018) โดยในการเปรียบเทียบครั้งนี้กำหนดให้ใช้ Gulf PD เป็นโครงการเปรียบเทียบเนื่องจากโครงการ Gulf PD เป็นโครงการที่มีขนาด เทคโนโลยี และกำหนดเวลาเดินเครื่องเชิงพาณิขย์ (COD) ที่เทียบเคียงกับโครงการที่เสนอโดยกลุ่มบริษัทราชบุรี (RATCH) ทั้งนี้โครงการ Gulf PD มีข้อมูลเบื้องต้นดังนี้ (1) PPA (PPA1+PPA2) เท่ากับ 2,500 เมกะวัตต์ (1,250 เมกะวัตต์ บวก 1,250 เมกะวัตต์) (2) ด้าน Technology ใช้ Gas Turbine Combined Cycle (3) ด้าน Plant Configuration เป็นแบบ 2×625 บวก 2×625 เมกะวัตต์ และ (4) SCOD ในปี 2567 (มีนาคม 2567 และ ตุลาคม 2567)
6.ปริมาณที่จะเจรจารับซื้อไฟฟ้า 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 โดยได้พิจารณาข้อเสนอทางเทคนิคเบื้องต้น และพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าเทียบเคียงกันได้กับรายอื่น (Reference price) ที่มีปีเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ใกล้เคียงกับปีที่เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) ใหม่ รวมถึง พิจารณานำเงินทุนที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานและสาธารณูปโภคที่มีอยู่เดิม เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น มาปรับพิจารณาราคารับซื้อ นอกจากนี้ เงื่อนไขและหลักเกณฑ์ประกอบราคารับซื้อจะต้องเป็นไปตามแนวทางที่ถือปฏิบัติของสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ IPP ทั่วไป เช่น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ประสิทธิภาพของการใช้พลังงาน (Heat Rate) เป็นต้น
7.บริษัท RATCH ได้ยื่นข้อเสนอ ดังนี้ (1) กำหนดวัน SCOD กรณี 700 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 และเดือนมกราคม 2568 (2) ข้อเสนอทางเทคนิค 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 จะต้องดำเนินการปรับปรุงระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเพื่อให้สามารถจ่ายก๊าซได้เพียงพอ กล่าวโดยสรุป ต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้า 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
8.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)
9.การเปรียบเทียบการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ และกรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ สามารถสรุปได้ดังนี้ (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 ไม่ทันตามที่กำหนดใน PDP 2018 (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) และ (6) ผลกระทบต่อชุมชนในการก่อสร้าง New Facilities กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ ชุมชนจะได้รับผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินเพิ่มเติมเพื่อก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซสำหรับโครงการที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่ ดังนั้น ในภาพรวมกรณีดำเนินโครงการ 1,400 เมกะวัตต์ สามารถใช้ประโยชน์จากพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่มีระบบโครงสร้างพื้นฐานอยู่แล้ว ไม่ส่งผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินต่อประชาชน อีกทั้งโครงการอยู่ในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่ได้รับการยอมรับจากชุมชนอยู่แล้ว ทำให้มีความแน่นอนที่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ครบทั้ง 1,400 เมกะวัตต์ ตามกำหนดการในแผน PDP 2018 ซึ่งจะสร้างความมั่นคงในพื้นที่ภาคตะวันตกและยังสามารถช่วยเสริมความมั่นคงในพื้นที่ภาคใต้และเขตนครหลวงตามนโยบายของภาครัฐในการจัดทำแผน PDP 2018
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการใช้หลักเกณฑ์โครงสร้างค่าไฟฟ้า IPP ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ใช้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ในอดีต (Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์) และนำมาใช้ในครั้งนี้
2.รับทราบผลการวิเคราะห์ข้อเสนอของกลุ่มบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (กลุ่ม RATCH) ในกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ซึ่งมีข้อเสนอราคาต่ำกว่า Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์ 0.0038 บาทต่อหน่วย
3.เห็นชอบให้กลุ่ม RATCH ดำเนินการโรงไฟฟ้า 1,400 เมกะวัตต์ ตามข้อเสนอของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยให้กลุ่ม RATCH เป็นผู้รับผิดชอบเงินลงทุนการปรับปรุงท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสายส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงการ
4.มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่ม RATCH และสามารถดำเนินโครงการได้ตามกำหนดเวลาที่ระบุไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2018
