Annual report 2021_EPPO

1.1 ประเดน็ การปรบั ปรงุ เพอ่ื รองรบั การเปลยี่ นแปลงบรบิ ทของอตุ สาหกรรมไฟฟา้ ประเทศไทย
1.1.1 การกาหนดอตั ราคา่ บรกิ ารใหค้ รอบคลมุ ตามหลกั การเสรมิ ความมนั่ คงของระบบไฟฟา้
1.1.2 การกาหนดอตั ราค่าใชบ้ ริการระบบสง่ และระบบจาหน่าย (Wheeling charge)
1.1.3 การปรับปรงุ โครงสร้างอัตราคา่ ไฟฟ้าใหอ้ ยู่บนพืน้ ฐานของรายได้ทพี่ งึ ไดร้ บั (Allowed revenue) ของแต่ละประเภท

กิจการใบอนญุ าต
1.1.4 การใชห้ ลกั การ Demand Response ในการสง่ สญั ญาณใหผ้ ใู้ ชไ้ ฟฟา้ ปรบั พฤตกิ รรมเพื่อเพ่ิมประสิทธภิ าพของระบบไฟฟา้
1.1.5 การเพ่มิ อตั ราค่าไฟฟา้ ทางเลือกใหแ้ กผ่ ู้ใช้ไฟฟา้

1.2 ประเด็นการปรบั ปรงุ เพ่อื ยกระดบั ความโปร่งใสและเปน็ ธรรมตอ่ ผู้มีสว่ นเกีย่ วข้อง
1.2.1 การแยกคา่ ใช้จา่ ยตามนโยบายภาครัฐ (Policy Expense) ออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และ Ft
1.2.2 การปรับปรุงแนวทางการช่วยเหลือเก้ือกูลผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส โดยบูรณาการกับฐานข้อมูลสวัสดิการ

สังคม
1.2.3 การนาหลกั การเทยี บเคยี งมาตรฐาน (Benchmark) มาใชป้ ระกอบการกากบั ดแู ลและจงู ใจรัฐวิสาหกิจให้ดาเนินงานอย่าง

มีประสทิ ธิภาพ
1.2.4 การทบทวนกรณยี กเวน้ สาหรับการกาหนดอัตราคา่ ไฟฟ้าท่ไี มอ่ ยภู่ ายใต้หลักการ Uniform Tariff

1.3 ประเด็นการปรับปรงุ เพือ่ นาพานโยบายไปส่กู ารปฏบิ ัตทิ ดี่ ี

2. วตั ถปุ ระสงค์

2.1 เพื่อใหก้ ารกาหนดอตั ราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับ
ใบอนญุ าตและผู้ใช้ไฟฟา้ ทกุ กลุ่ม

2.2 เพ่ือให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปล่ียนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและ
ยทุ ธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกจิ สังคม ส่ิงแวดล้อม และเทคโนโลยี ท่ีคาดว่าจะเกดิ ขน้ึ ในอนาคต

2.3 เพอื่ ให้โครงสร้างอัตราคา่ ไฟฟ้ามคี วามเกอื้ หนุนตอ่ การรกั ษาประสทิ ธิภาพ เสถยี รภาพ และความม่ันคงด้านพลังงานไฟฟ้า
ของประเทศโดยรวม

2.4 เพ่ือให้การกากับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าในการดาเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่าง
โปร่งใสและมีประสิทธภิ าพ

2.5 เพื่อให้การดาเนนิ นโยบายของภาครฐั ผ่านกลไกการกาหนดโครงสร้างอตั ราคา่ ไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลมุ เปน็ ธรรม และ
มปี ระสิทธภิ าพ

3. หลักการทว่ั ไป

3.1 อตั ราคา่ ไฟฟ้าสาหรับผใู้ ชไ้ ฟฟา้ แต่ละประเภท ตอ้ งเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปน้ี
กรณีที่เป็นการตกลงซ้ือขายไฟฟ้าระหว่างกันโดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกาลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีท่ีเป็น
การซ้ือขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือ
บริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือ กรณีอื่นๆ โดยให้คณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) นาเสนอต่อ
คณะกรรมการนโยบายพลงั งานแหง่ ชาติเพ่อื ใหค้ วามเห็นชอบ

3.2 อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซ่ึงคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสม
ของแต่ละประเภทใบอนญุ าตประกอบกจิ การไฟฟา้ แยกออกจากกนั

3.3 อัตราค่าไฟฟ้า ต้องคานึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการ
ในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับทเ่ี รยี กเกบ็ จากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบ
ไฟฟา้ มคี วามสมดลุ กับค่าใชจ้ า่ ยในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเก่ียวข้อง
อย่างเหมาะสมและเปน็ ธรรม

3.4 การกากับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดาเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทาง
การกากับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและ
เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดาเนินงานในอดตี

50 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

3.5 ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บ
ไปเกิน (Claw back mechanism) สาหรับการลงทุนท่ีไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนหรือการลงทุนในโครงการท่ีไม่มีความจาเป็น
หรอื การลงทุนทไี่ มม่ ปี ระสิทธภิ าพ โดยใหส้ ามารถนาเงนิ ดังกลา่ วไปคนื ให้กับผใู้ ชไ้ ฟฟา้ ไดต้ ามความเหมาะสม

3.6 ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพ่ือดูแลภาระต้นทุนของระบบจาหน่าย และการจาหน่ายไฟฟ้า
ท่ีแตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันท่ัวประเทศ (Uniform Tariff)

4. โครงสรา้ งอัตราคา่ ไฟฟ้าขายสง่

4.1 ทม่ี าของอัตราคา่ ไฟฟ้าขายสง่ ใหค้ ิดจากรายไดท้ ่ีพึงได้รบั ของ กิจการผลติ กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุม
ระบบไฟฟา้

4.2 อตั ราคา่ ไฟฟา้ ขายสง่ ควรสะทอ้ นความแตกตา่ งของตน้ ทนุ ตาม ระดบั แรงดนั ไฟฟา้ และ ชว่ งเวลา
4.3 อตั ราคา่ ไฟฟา้ ขายสง่ สาหรบั ขายใหก้ บั การไฟฟา้ นครหลวง และ การไฟฟา้ สว่ นภมู ภิ าค ตอ้ งเปน็ โครงสร้างเดียวกนั

5. โครงสร้างอัตราคา่ ไฟฟ้าขายปลกี

5.1 ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซ้ือไฟฟ้า รวมกับรายได้ท่ีพึงได้รับ ของกิจการระบบจาหนา่ ย
ไฟฟ้า และกจิ การจาหนา่ ยไฟฟ้า

5.2 อตั ราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรสะทอ้ นความแตกตา่ งของต้นทุนตาม แรงดันไฟฟา้ ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้า
ทีแ่ ตกต่างกนั ของผูใ้ ชไ้ ฟฟ้าแตล่ ะกลุ่ม

5.3 อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพ
ของระบบไฟฟา้ โดยรวม โดยประยกุ ตใ์ ช้แนวคดิ ตามหลกั ความรว่ มมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response)

5.4 ใหม้ ีการดูแลผู้ใช้ไฟฟา้ บา้ นอยอู่ าศยั โดยเฉพาะบ้านอยู่อาศยั ที่มรี ายไดน้ ้อย

6. องคป์ ระกอบเพิม่ เตมิ ในอตั ราค่าไฟฟา้

6.1 ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพ่ือสนับสนุนการดาเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วน
เพม่ิ ท่ีแตกต่างไปจากการดาเนินกจิ การอยา่ งมปี ระสิทธภิ าพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการ
ดาเนนิ งานตามนโยบายของภาครฐั และตอ้ งกระจายภาระดังกลา่ วไปยังผู้ใช้ไฟฟา้ อย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวน
เปน็ วงรอบทุก 4 เดือน

6.2 ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ
คา่ Ft ซึ่งคดิ จากคา่ ใช้จ่ายดา้ นเชื้อเพลงิ และค่าซอื้ ไฟฟา้ ทแี่ ตกต่างไปจากค่าท่ีใชใ้ นการกาหนดอตั ราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบ
ทุก 4 เดือน

7. การศกึ ษาและเตรียมการเพ่อื รองรบั การเปล่ียนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟา้

7.1 ให้มีการศึกษาและดาเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจาหน่าย ( Wheeling charge)
ภายในปี 2568

7.2 ให้มีการพจิ ารณากาหนดอัตราคา่ ไฟฟ้าเพอ่ื เป็นทางเลอื กใหก้ ับผใู้ ชไ้ ฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคลอ้ งกบั สถานการณ์
ตามที่คณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) เหน็ สมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสาหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตรา
ค่าไฟฟา้ สาหรบั ผูใ้ หค้ วามรว่ มมอื ในการเพมิ่ ประสทิ ธภิ าพของระบบไฟฟา้ แบบชวั่ คราว (Temporary demand response programs)

7.3 ใหใ้ ช้แนวทางการสนับสนนุ แบบมงุ่ เป้า (Targeted subsidy) ในการดแู ลช่วยเหลอื ผ้ดู อ้ ยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้า
บ้านอยู่อาศัยที่มีรายไดน้ อ้ ย

7.4 ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐาน
ระบบข้อมลู ของศนู ย์สารสนเทศพลังงานแหง่ ชาติ

7.5 ใหม้ กี ารวางยุทธศาสตรเ์ ชงิ รกุ ในการให้ความรูค้ วามเข้าใจเกย่ี วกบั โครงสรา้ งอัตราค่าไฟฟา้ แก่ผใู้ ช้ไฟฟา้ และประชาชน

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 51

7.6 ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเก่ียวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกาหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใน
อนาคตในประเด็นดงั ตอ่ ไปน้ี

7.6.1 ความเปน็ ไปได้ในการสะท้อนตน้ ทุนคา่ ไฟฟา้ ทแี่ ตกต่างกันในแตล่ ะพ้ืนท่ี
7.6.2 ความเป็นไปไดใ้ นการเพิ่มสัดส่วนการสะท้อนต้นทุนในส่วนทคี่ งท่ี (Fix cost) ในอตั ราคา่ ไฟฟ้า
7.6.3 ความเปน็ ไปได้ในการกาหนดคา่ Ft ที่แตกตา่ งกันในแต่ละชว่ งเวลา
7.6.4 การพิจารณาผลตอบแทนการลงทนุ ท่ีเหมาะสมของการไฟฟ้า ใหม้ คี วามสามารถในการแข่งขนั กบั ภาคเอกชน รวมท้ัง
เป็นกลไกของภาครัฐในการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพด้านไฟฟ้า เพ่ือรองรับความผันผวนของการผลิตไฟฟ้า การศึกษาอัตรา
ค่าไฟฟ้าเพอื่ รองรับการเขา้ มาของ Prosumers

แนวทางการบรหิ ารจดั การกาลงั ผลติ ไฟฟา้ สารอง (Reserve Margin) ของประเทศ

กบง. เมือ่ วันที่ 14 พฤษภาคม 2564 รบั ทราบรายงานแนวทางการบรหิ ารจดั การกาลงั ผลติ ไฟฟา้ สารองของประเทศ โดยมี
สรปุ สาระสาคญั ดงั น้ี

1. ความเป็นมา

1.1 จากสถานการณก์ ารแพร่ระบาดของเชอ้ื ไวรัสโควดิ -19 ในหลายพื้นท่ีทั่วโลก สง่ ผลกระทบตอ่ ระบบเศรษฐกิจของประเทศ
ไทยและหลายประเทศทั่วโลก ทาใหค้ วามต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศลดต่าลงเมอื่ เปรยี บเทยี บกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า
ตามแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงคร้ังที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ส่งผลให้ระดับกาลังผลิต
ไฟฟา้ สารอง (Reserve Margin) ของประเทศสงู ขน้ึ

1.2 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลงั งาน (กบง.) จงึ ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทาแผนพัฒนากาลัง
ผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) จัดต้ังคณะทางานบริหารจัดการกาลังผลิตไฟฟ้าสารองของประเทศ (คณะทางานฯ)
เพอื่ พจิ ารณากาหนดแนวทางการบริหารจดั การกาลงั ผลติ ไฟฟ้าสารองของประเทศให้เป็นไปอย่างเหมาะสมเพื่อแก้ปัญหาในเร่งด่วน
และพิจารณาทบทวนระดับกาลังผลิตไฟฟ้าสารองท่เี หมาะสมของประเทศ ตลอดจนเสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการกาลังผลิต
ไฟฟา้ สารองของประเทศให้สามารถรองรับการพฒั นาของประเทศไดอ้ ย่างมีประสิทธิภาพและไม่เปน็ ภาระต่อภาคประชาชน

2. รายงานแนวทางการบริหารจัดการกาลงั ผลิตไฟฟ้าสารองของประเทศ

คณะทางานฯ ได้มีการประชุมเพื่อรวบรวมข้อมูลและพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการกาลังผลิตไฟฟ้าสารองจานวน
ทั้งส้ิน 5 คร้ัง ในช่วงเดือนธันวาคม 2563 - มีนาคม 2564 ประกอบกับการหารือกับหน่วยงานที่เก่ียวข้องภายนอก เช่น
สานักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพฒั นาพิเศษภาคตะวนั ออก (สกพอ.) สานักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสงั คมแหง่ ชาติ (สศช.)
สานกั งานคณะกรรมการสง่ เสรมิ การลงทนุ (BOI) รวมถงึ การประชมุ หารอื รว่ มกบั ผบู้ รหิ ารกระทรวงพลงั งาน (พน.) และได้จัดทาร่างรายงาน
แนวทางการบริหารจัดการกาลงั ผลิตไฟฟา้ สารองของประเทศเพ่ือนาเสนอคณะอนุกรรมการฯ สรุปสาระสาคัญได้ ดังน้ี

2.1 ขอ้ เทจ็ จรงิ สถานการณร์ ะดับ Reserve Margin ของประเทศไทยในปัจจุบัน
2.1.1 ผลกระทบสถานการณ์โควดิ -19 ต่อระดบั Reserve Margin

แผน PDP2018 Rev.1 ได้มีการประมาณการ Reserve Margin ณ ปี 2562 และปี 2563 ไว้ที่ประมาณ 35.5%
และ 30.8% ตามลาดับ ซึ่งเม่ือคณะทางานฯ ได้ศึกษาความต้องการไฟฟ้าที่เกิดข้ึนจริงในปี 2562 - 2563 พบวา่ การใชไ้ ฟฟ้าทล่ี ดลง
จากสถานการณ์โควิด-19 ส่งผลกระทบให้ระดับ Reserve Margin สูงกว่าที่ประมาณการโดย PDP2018 Rev.1 อยู่ที่ประมาณ 10%
ในปี 2563

52 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

หมายเหตุ : ใช้ Supply ตาม PDP2018 Rev.1 โดยปรับลดปรมิ าณโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเหลอื 150 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2566 และ
ปรับใหโ้ รงไฟฟ้าบางประกงทดแทน 1,386 เมกะวตั ต์ เข้าระบบในปี 2564 (เดมิ เข้าปี 2563) เพื่อใหส้ อดคลอ้ งกบั สถานการณจ์ รงิ
การเปรยี บเทยี บ Reserve Margin ของความต้องการไฟฟ้าท่ีเกดิ ขนึ้ จรงิ
และ Reserve Margin ตามแผน PDP2018 Rev.1

2.1.2 สถานการณ์การใชไ้ ฟฟ้าในช่วงปี 2562 – 2563 กาลงั ฟ้นื ตวั สูงขึ้น
เพื่อให้เหน็ ทิศทางการใช้พลงั งานในภาพรวมของประเทศ คณะทางานฯ ได้รวบรวมข้อมูลสถิติการใช้ไฟฟ้าในระบบ

3 การไฟฟา้ สรุปได้วา่
• ช่วงกลางปีท่ีมีการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 การใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสาคัญ การใชไ้ ฟฟา้

ในชว่ งการแพร่ระบาดของเช้ือไวรัสโควิด-19 และมีการประกาศมาตรการหา้ มบคุ คลออกนอกเคหะสถานในช่วงเวลาทีก่ าหนด (เคอร์ฟวิ )
ในประเทศ (เมษายน – มิถุนายน 2563) มีปรมิ าณการใชไ้ ฟฟา้ รายเดือนปี 2563 ลดลงต่ากวา่ ชว่ งเวลาเดียวกันของปี 2562

• ช่วงปลายปีการใชไ้ ฟฟา้ เร่มิ กลับสภู่ าวะปกติ ภายหลงั จากการยกเลกิ ประกาศเคอรฟ์ ิว (กรกฎาคม – ธันวาคม
2563) ปริมาณการใช้ไฟฟ้ากลับไปอยู่ใกล้เคียงกับช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 โดยในเดือนกันยายนและเดือนธันวาคมของปี 2563
นนั้ มีปรมิ าณการใชไ้ ฟฟ้าสงู กว่าช่วงเวลาเดียวกนั ของปี 2562 ซึ่งแมจ้ ะเปน็ ช่วงทีม่ ีอณุ หภมู ิลดลงในปี 2563 แต่การใช้ไฟฟ้ากลับไมล่ ดลง

หมายเหตุ : จากสถิติการใช้ฟ้าอณุ หภมู ิเปล่ยี นแปลง +/- 1 องศาเซลเซียส มีผลทาให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าเปลย่ี นแปลง +/- 300 เมกะวตั ต์ โดยประมาณ
แสดงการเปรยี บเทยี บสถานการณก์ ารใชไ้ ฟฟา้ ในชว่ งปี 2562 – 2563

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 53

2.1.3 สรุปขอ้ เท็จจรงิ สถานการณร์ ะดับ Reserve Margin ของประเทศไทย
จากขอ้ มลู ขา้ งตน้ จะเหน็ ไดว้ า่ ผลกระทบการใชไ้ ฟฟา้ ทลี่ ดลงจากสถานการณก์ ารแพรร่ ะบาดของเชอ้ื ไวรสั โคโรนา 2019

มผี ลตอ่ ระดบั Reserve Margin สงู กวา่ ปกติประมาณ 10% แต่จากแนวโนม้ การใช้ไฟฟา้ ท่ีจะฟ้ืนตัวเข้าสู่ภาวะปกติตามข้อ 2.1.2 คาดว่า
จะส่งผลให้ระดับ Reserve Margin กลับมาอยู่ที่ประมาณ 30% ตามประมาณการเดิม ดังนั้น คณะทางานฯ จาเป็นต้องกาหนด
แนวทางการบริหารจัดการ Reserve Marginดงั กลา่ วในระยะสน้ั นอกจากน้ี คณะทางานฯ ยงั ตอ้ งศกึ ษาประมาณการความตอ้ งการไฟฟา้
ของประเทศในอนาคตเพื่อให้ทราบถึงประมาณการระดับ Reserve Margin ในระยะ 10 ปี สาหรับการวางแผนบริหารจัดการ
ใหเ้ ปน็ ไปอยา่ งเหมาะสมต่อไป

2.2 ประมาณการความตอ้ งการไฟฟ้าของประเทศในระยะ 10 ปี (2564 - 2573)
คณะทางานฯ ได้จัดทาประมาณการความต้องการไฟฟ้าหลังจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส

โคโรนา 2019 ในช่วงปี 2564 – 2573 ประกอบด้วยการประมาณการความต้องการไฟฟ้าในกรณีปกติ (BAU) และการประมาณ
การความต้องการไฟฟ้าจากโครงการ มาตรการ หรือกิจกรรมใหม่ (New Demand) ที่ยงั ไมไ่ ดร้ ะบุไวใ้ นแผน PDP ไดแ้ ก่ 1) โครงการ
รถไฟฟ้าความเร็วสงู 2) ยานยนต์ไฟฟา้ (EV) 3) เขตพัฒนาพเิ ศษภาคตะวันออก (EEC) 4) อุตสาหกรรมปิโตรเลียมระยะท่ี 4 ในพ้ืนท่ี
Southern Economic Corridor (SEC) และ 5) การพฒั นาระบบ 5G ของประเทศไทย ทง้ั น้ี สามารถเปรียบเทยี บความต้องการไฟฟ้า
ในกรณีต่าง ๆ ได้ดังนี้

การเปรยี บเทยี บประมาณการความตอ้ งการไฟฟา้ จาก Demand ใหม่

จากรูปข้างต้นพบว่าความต้องการไฟฟ้าจาก Demand ใหม่ จะสูงไปกว่าที่คาดการณ์ในแผนPDP2018 Rev.1 โดยเฉพาะ
หลังปี 2572 ความต้องการไฟฟ้าจะเพ่ิมข้ึนอย่างมีนัยสาคัญ ดังนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องเร่ิมเตรียมการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติม
ในทุกรูปแบบ ทั้งนี้ หากไม่มีการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าวอาจส่งผลให้ประเทศมีไฟฟ้าไม่เพียงพอต่อ
ความต้องการ รวมท้ังกระทบตอ่ ความมนั่ คงระบบไฟฟ้าของประเทศ

2.3 ขอ้ เสนอแนวทางการบรหิ ารจดั การกาลังผลติ ไฟฟา้ สารองของประเทศ
คณะทางานฯ ได้จัดทารายงานแนวทางการบรหิ ารจดั การกาลงั ผลติ ไฟฟา้ สารองของประเทศ เสนอคณะอนกุ รรมการฯ

และ กบง. พจิ ารณาแลว้ เมอ่ื วนั ท่ี 29 มนี าคม 2564 และวนั ท่ี 14 พฤษภาคม 2564 ตามลาดบั โดยสาระสาคัญของแนวทางการบริหาร
จดั การ Reserve Margin ตามที่คณะทางานฯ เสนอ แบง่ เป็น

1) แนวทางในระยะสั้น : การแยกโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบ ซึ่งจะส่งผลให้
Reserve Margin ในปี 2569 ลดลงเหลอื ประมาณ 20% และต้งั แต่ปี 2571 เปน็ ตน้ ไป กาลงั ผลติ ไฟฟา้ ท่ีเชื่อถือได้ (Reliable Capacity)
จะเริ่มลดลงต่ากว่าค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ที่เพ่ิมสูงข้ึน จึงจาเป็นท่ีจะต้องมีการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติม
เพื่อรองรับความต้องการท่ีคาดว่าจะสูงขึ้น นอกจากนี้ จะต้องมีการพิจารณาทบทวนสมมติฐานการประเมิน Reserve Margin และ
การกาหนดคา่ กาลงั ผลติ พงึ่ ได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟา้ ของ กฟผ. ทไ่ี มค่ อ่ ยไดเ้ ดนิ เครอื่ งดงั กลา่ วใหเ้ หมาะสมตอ่ ไป

54 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

หมายเหตุ : - ใช้ Supply ตาม PDP2018 Rev.1 โดยปรับลดปรมิ าณโครงการโรงไฟฟ้าชมุ ชนเหลอื 150 เมกะวัตต์ จา่ ยไฟฟา้ เขา้ ระบบในปี 2566 และ
ปรับใหโ้ รงไฟฟ้าบางประกงทดแทน 1,386 เมกะวตั ต์ เขา้ ระบบในปี 2564 (เดมิ เขา้ ปี 2563) เพอ่ื ให้สอดคลอ้ งกบั สถานการณจ์ ริง
- RM กรณีไมค่ ดิ กาลังผลิตพงึ่ ได้ของเฉพาะโรงไฟฟ้า กฟผ. ท่ีไมไ่ ดเ้ ดนิ เครอื่ งหรอื เดนิ เคร่ืองน้อย (Dependable Capacity = 0) : โรงไฟฟ้า
ท่จี ะไมไ่ ดเ้ ดนิ เคร่ืองหรอื เดินเครอ่ื งน้อยในช่วงปี 2564 – 2568 มจี านวน 2 โครงการ (BPK-T3, BPK-T4) กาลงั ผลติ รวม 1,152 เมกะวัตต์

ระดบั กาลงั ผลติ ไฟฟา้ สารองของประเทศ (Reserve Margin) จากมาตรการระยะสน้ั

2) แนวทางในระยะยาว : จะต้องมีการทบทวนเกณฑ์ Reserve Margin และโอกาสเกดิ ไฟฟา้ ดับ (LOLE)
ทีเ่ หมาะสม สาหรบั การวางแผนจดั หาของประเทศ การออกแบบสัญญารบั ซอื้ ไฟฟา้ จากเอกชนใหเ้ หมาะสมกบั ลักษณะของโรงไฟฟ้าและ
ระบบไฟฟ้า การปรับปรุงกฎระเบียบการรับซ้ือไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น และปรับปรุงข้อมูลและ
ปรับแนวทางการจัดทาแผน PDP ใหมใ่ หเ้ หมาะสมกับสถานการณ์ท่เี ปลยี่ นแปลงไป

การพจิ ารณาทบทวนปรบั ปรงุ แผนการเพมิ่ การผลติ ไฟฟา้ จากพลงั งานสะอาด
ภายใตแ้ ผนพฒั นากาลงั ผลติ ไฟฟา้ ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบบั ปรบั ปรงุ ครงั้ ท่ี 1 (PDP2018 Rev.1)
ในชว่ งปี พ.ศ. 2564 – 2573

กบง. เม่ือวันที่ 28 ตุลาคม 2564 มีมติเห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด
ภายใต้แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงคร้ังท่ี 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วง
ปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยมสี รุปสาระสาคัญ ดังนี้

1. ความเปน็ มา

1.1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 2/2564 (คร้ังท่ี 154) เมื่อวันท่ี 4 สิงหาคม 2564
ไดม้ กี ารพจิ ารณากรอบแผนพลงั งานชาติ โดยไดม้ มี ตเิ หน็ ชอบกรอบแผนพลงั งานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
(กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซ้ือไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒากาลังผลิตไฟฟ้า
ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงคร้ังที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดาเนินการในระยะ
เร่งด่วนเพื่อเพ่ิมสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กาหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ
โดยขอ้ เสนอการดาเนนิ การระยะเรง่ ดว่ นท่ี กพช. มอบหมาย กบง. คอื พจิ ารณาเพม่ิ กาลงั การผลติ ไฟฟา้ จากพลงั งานสะอาดในรปู แบบตา่ งๆ
และปรับลดสัดสว่ นการรับซอ้ื ไฟฟา้ จากเช้ือเพลิงฟอสซลิ ภายใตแ้ ผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573)
ตามความเหมาะสม เพ่ือปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าให้มีการผูกพันเช้ือเพลิงฟอสซิลเท่าท่ีจาเป็นและสามารถรองรับการเพ่ิมสัดส่วน
การผลิตไฟฟา้ พลังงานสะอาดได้ในระยะยาว

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 55

1.2 กบง. ในการประชุมครั้งที่ 8/2564 (คร้ังท่ี 30) เม่ือวันที่ 20 กันยายน 2564 ได้พิจารณาการดาเนินการ ตามท่ี
กพช. มอบหมาย โดยได้มีมติเห็นชอบในหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพ่ิมการผลิต
ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 และมอบหมายให้สานักงานนโยบาย
และแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกันดาเนินการทบทวนปรับปรุง
แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามมติ
กพช. ให้สอดคล้องกับศักยภาพของพลังงานหมุนเวียน

2. การพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพ่ิมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี
พ.ศ. 2564 – 2573

2.1 สานกั งานนโยบายและแผนพลงั งาน รว่ มกบั กรมพฒั นาพลงั งานทดแทนและอนรุ กั ษ์พลงั งาน และสานกั งานคณะกรรมการ
กากับกิจการพลงั งาน ไดพ้ ิจารณาทบทวนปรับปรงุ แผนการเพิ่มการผลติ ไฟฟ้าจากพลงั งานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในชว่ งปี
พ.ศ. 2564 – 2573 ตามหลกั การท่ี กบง. ได้มีมติเหน็ ชอบไว้ โดยได้มีการพจิ ารณากาลังผลติ ไฟฟา้ รายปตี ามแผน PDP2018 Rev.1 และ
มกี ารปรบั เปา้ หมายและแผนการจา่ ยไฟฟา้ ของโรงไฟฟา้ ใหส้ อดคลอ้ งกบั สถานการณก์ ารดาเนนิ การในปจั จบุ นั เหมาะสมกบั สถานการณต์ น้ ทนุ
และแนวโน้มเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด สอดคล้องกับศกั ยภาพของประเทศ รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
ของโรงไฟฟา้ หลกั ประเภทเชอื้ เพลงิ ฟอสซลิ ใหม้ คี วามเหมาะสมมากขน้ึ ดงั น้ี

2.2.1 การพิจารณาศักยภาพรายเชื้อเพลิง ให้มีความเหมาะสมสอดคล้องกับศักยภาพของประเทศ สถานการณต์ น้ ทุน
และเทคโนโลยี และปริมาณการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ตามหลักสากล IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories โดยใหค้ วามสาคญั กบั เชื้อเพลิงทไ่ี ม่มกี ารปล่อยกา๊ ซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นหลัก ได้แก่ แสงอาทิตย์ ลม และพลังน้า เพ่ือ
สนับสนุนให้ภาคพลังงานเป็นส่วนสาคัญท่ีช่วยขับเคล่ือนการดาเนินการตามนโยบาย Carbon Neutrality ของภาครัฐ โดยสรุปแผน
การปรบั กาลงั การผลติ ไฟฟา้ ใหม่ ณ ปี 2573 แยกตามประเภทและลาดบั ความสาคัญของเชื้อเพลงิ ได้ ดงั นี้

(1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล ปรับลดเป้าหมาย 700 เมกะวัตต์ (จากเดิม 6,150 เมกะวัตต์ เป็น
5,450 เมกะวัตต)์ ในส่วนของโรงไฟฟา้ ก๊าซธรรมชาติทยี่ งั ไมม่ ผี ูพ้ ัฒนาและไม่มีภาระผูกพันกบั ภาครัฐ

(2) พลังงานลม ปรับเพ่ิมเป้าหมาย 1,230 เมกะวัตต์ (จากเดิม 270 เมกะวัตต์ เป็น 1,500เมกะวัตต์)
เพ่ือให้สอดคล้องกับศักยภาพเช้ือเพลิงที่จัดทาโดย พพ. โดยเล่ือนการรับซื้อให้เร็วขึ้นจากแผนเดิมในแผน PDP2018 Rev.1 ท่ีกาหนด
เปดิ รับซือ้ ในชว่ งปี 2575-2580 เน่ืองจากความก้าวหน้าของเทคโนโลยีกังหันลมในปัจจุบันที่สามารถผลิตไฟฟ้าในพื้นที่ที่มีความเร็วลม
ต่าซึ่งเปน็ ลักษณะภูมิประเทศของประเทศไทยได้ จงึ ทาให้มพี ื้นที่ท่ีมีศักยภาพเพิ่มมากข้ึน อีกท้ังการผลิตไฟฟ้าจากลมส่วนใหญ่เกิดข้ึน
ในช่วงกลางคืน จึงมีประโยชน์ต่อการบรหิ ารจดั การพลังงานในภาพรวมใหเ้ กดิ ประสทิ ธภิ าพสงู สดุ สอดคล้องกบั การผลติ ไฟฟา้ พลงั งาน
แสงอาทติ ยท์ เี่ กดิ ขน้ึ เฉพาะในชว่ งกลางวนั ไดเ้ ปน็ อย่างดี

(3) พลงั งานแสงอาทิตย์ ปรับลดเป้าหมาย 739 เมกะวัตต์ (จากเดิม 5,194 เมกะวัตต์ เป็น 4,455 เมกะ
วัตต์) เพื่อให้เหมาะสมกับความก้าวหน้าเทคโนโลยีแผงโซล่าเซลล์ที่ให้ประสิทธิภาพการผลิตต่อหน่วยสูงขึ้น รวมถึงแนวโน้มราคา
เทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงานท่ีคาดว่าจะลดต่าลงและสามารถนามาพัฒนาร่วมกับแผงโซล่าเซลล์ เพื่อเพิ่มระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้า
เข้าระบบได้ต่อเนื่องและยาวนานมากข้ึน ซึ่งจะมีส่วนช่วยในการลดภาระการลงทนุ ระบบสายสง่ ในการรองรบั การผลติ ไฟฟา้ จากพลงั งาน
หมุนเวียนท่มี ีความไมแ่ นน่ อนได้ โดยปริมาณดังกล่าวเป็นเป้าหมายรวมของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดต้ังบนพ้ืนดิน (Solar
Farm) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทติ ย์แบบตดิ ตัง้ บนหลงั คา (Solar Rooftop) และโรงไฟฟา้ พลงั งานแสงอาทติ ยแ์ บบท่นุ ลอยน้า (Floating
Solar) ซ่ึงในช่วงปี 2564 - 2573 มีศักยภาพของ Floating Solar รวมประมาณ 1,060 เมกะวัตต์

(4) เช้ือเพลิงชีวมวล ปรับลดเป้าหมาย 635 เมกะวัตต์ (จากเดิม 1,120 เมกะวัตต์ เป็น 485 เมกะวัตต์)
เพื่อให้เป็นไปตามผลการประเมินศักยภาพเชื้อเพลิงของ พพ. และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทั้งในสว่ นของโครงการโรงไฟฟ้า
ชุมชน โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และ/หรือ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลอ่ืนๆ ท่ีอาจมีนโยบายเปิดรับซ้ือในอนาคต

56 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

(5) เช้ือเพลิงก๊าซชีวภาพ ปรับลดเป้าหมาย 448 เมกะวัตต์ (จากเดิม 783 เมกะวัตต์ เป็น 335
เมกะวัตต์) เพื่อให้เป็นไปตามผลการประเมินศักยภาพเชื้อเพลิงของ พพ. และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ท้ังในส่วนของโครงการ
โรงไฟฟา้ ชุมชน และ/หรอื โครงการอืน่ ๆ ท่อี าจมนี โยบายเปิดรับซือ้ ในอนาคต

(6) เชื้อเพลงิ ขยะ ปรับเพิ่มเปา้ หมาย 200 เมกะวตั ต์ (จากเดิม 400 เมกะวัตต์ เปน็ 600 เมกะวัตต)์ ตาม
ศักยภาพเช้ือเพลิง โดยแบ่งเป็น ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 200 เมกะวัตต์ ท้ังน้ีได้ปรับกาหนดSCOD ให้
เหมาะสมกบั ความพร้อมของการพฒั นาโครงการ จากเดมิ ปี 2565 เปน็ ปี 2567 - 2568

(7) พลังน้าขนาดเล็ก ปรับเพ่ิมเป้าหมาย 26 เมกะวัตต์ (จากเดิม 26 เมกะวัตต์ เป็น 52 เมกะวัตต์)
ตามแผนการดาเนนิ โครงการของการไฟฟา้ ฝ่ายผลิตแหง่ ประเทศไทยและกรมพฒั นาทดแทนและอนุรกั ษ์พลังงาน

(8) รับซื้อไฟฟ้าพลังน้าต่างประเทศ ปรับเพ่ิมเป้าหมาย 1,366 เมกะวัตต์ (จากเดิม 1,400 เมกะวัตต์
เปน็ 2,766 เมกะวัตต)์ เพอ่ื ใหส้ อดคล้องกบั ความพร้อมในการจา่ ยไฟฟา้ เขา้ ระบบของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้าจาก สปป. ลาว ทั้งที่มี
ความชัดเจนแล้วและที่อยู่ระหว่างการพิจารณารับซื้อเข้าระบบในช่วงปี 2564 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3 โครงการ ได้แก่
1) โครงการน้างึม 3 ขนาดกาลังผลิตตามสัญญา 469 เมกะวัตต์ กาหนด SCOD ปี 2569 2) โครงการปากแบง ขนาดกาลังผลิตตาม
สัญญา 897 เมกะวตั ต์ กาหนด SCOD ปี 2571 และ 3) โครงการหลวงพระบาง ขนาดกาลงั ผลติ ตามสัญญา 1,400 เมกะวัตต์ กาหนด
SCOD ปี 2573

2.2.2 สรุปการปรับปรุงแผนกาลังการผลิตไฟฟ้ารายปี ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 จะมีโรงไฟฟ้าใหม่ จ่ายไฟฟ้าเข้า
ระบบรวมท้ังสิ้น 15,643 เมกะวัตต์ (เพ่ิมขึ้น 300 เมกะวัตต์) ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเช้ือเพลิงฟอสซิล 5,450 เมกะวัตต์ (ลดลง 700
เมกะวัตต์) ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 4,850 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้า
พลังงานสะอาด 10,193 เมกะวัตต์ (เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์) ประกอบด้วย รับซ้ือไฟฟ้าพลังน้าต่างประเทศ 2,766 เมกะวัตต์ และ
พลงั งานหมนุ เวยี นอ่ืนๆ 7,427 เมกะวตั ต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้

(กาลังผลติ ตามสัญญา หนว่ ย: เมกะวัตต)์

2.3 สรุปผลการปรับปรุงแผนการเพ่ิมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟา้ ของประเทศไทย
พ.ศ. 2561—2580 ฉบับปรับปรุงคร้ังที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 57

(กาลงั ผลติ ตามสญั ญา หน่วย: เมกะวัตต)์

รา่ งบนั ทกึ ความเขา้ ใจการรบั ซอ้ื ไฟฟา้ โครงการโรงไฟฟ้าพลงั นา้ จากสาธารณรฐั ประชาธปิ ไตยประชาชนลาว
และการขยายกรอบความรว่ มมอื ด้านพลงั งานไฟฟา้ ระหวา่ งไทยกบั สาธารณรฐั ประชาธปิ ไตย ประชาชนลาว

กพช. เมอ่ื วันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และ กบง. เมอ่ื วันท่ี กบง. 28 ตลุ าคม 2564 เหน็ ชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับ
ซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า
ระหวา่ งไทยกับสาธารณรัฐประชาธปิ ไตยประชาชนลาว โดยมสี รปุ สาระสาคัญ ดงั น้ี

1. ความเปน็ มา

1.1 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้
บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เร่ืองความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ซงึ่ จะมกี ารดาเนนิ การซอื้ ขาย
ไฟฟา้ จากโครงการโรงไฟฟา้ ทพี่ ฒั นาขนึ้ ใน สปป. ลาว และเชอ่ื มโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความ
ร่วมมือในการซอ้ื ขายไฟฟ้าจานวน 9,000 เมกะวตั ต์ และมสี ถานภาพการซอ้ื ขายไฟฟ้า ดังนี้

(1) โครงการท่จี ่ายไฟฟา้ เขา้ ระบบแล้ว 5,421 เมกะวัตต์

โครงการ ปรมิ าณไฟฟ้าเสนอขาย ปที ี่จ่ายไฟฟ้าเขา้ ระบบ

1. เทิน-หนิ บุน (เมกะวัตต์) เชิงพาณชิ ย์ (COD)
2. หว้ ยเฮาะ มนี าคม 2541
3. นา้ เทนิ 2 214 กนั ยายน 2542
4. น้างมึ 2 126 เมษายน 2553
5. เทนิ -หนิ บนุ สว่ นขยาย 948 มนี าคม 2554
597 ธนั วาคม 2555
220
Unit 1 : มถิ นุ ายน 2558
6. หงสาลกิ ไนต์ Unit 1,2 491 x 2
Unit 2 : พฤศจกิ ายน 2558
7. หงสาลกิ ไนต์ Unit 3 491 มีนาคม 2559
8. เซเปยี น-เซน้าน้อย 354 กันยายน 2562
9. นา้ เงีย๊ บ 1 269 กนั ยายน 2562
10. ไซยะบุรี 1,220 ตุลาคม 2562

58 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

(2) โครงการทีล่ งนามสญั ญาซอ้ื ขายไฟฟา้ แล้ว และอยูร่ ะหวา่ งการก่อสรา้ ง 514 เมกะวตั ต์
โครงการน้าเทนิ 1 ปรมิ าณเสนอขาย 514 เมกะวตั ต์ มกี าหนดจา่ ยไฟฟา้ เขา้ ระบบเชงิ พาณชิ ย์ (Scheduled Commercial

Operation Date : SCOD) พฤษภาคม 2565
รวมปริมาณการรับซ้ือไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งสิ้น 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าท่ีสามารถรับซื้อ

เพ่มิ เติมจาก สปป. ลาว ประมาณ 3,065 เมกะวตั ต์
1.2 กระทรวงพลังงานและบอ่ แร่ สปป. ลาว ไดม้ หี นังสอื ถึงคณะอนกุ รรมการประสานความรว่ มมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง

ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ส่งข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้าของ สปป. ลาว และ
มีหนงั สือถึงกระทรวงพลงั งาน (พน.) แจง้ ความประสงค์เสนอขายไฟฟา้ จากโรงไฟฟา้ พลงั น้าจานวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า
รวม 4,200 เมกะวัตต์ และขอให้พจิ ารณาขยายปริมาณรับซอื้ ไฟฟา้ ภายใต้ MOU เพอื่ รองรับขอ้ เสนอขายไฟฟา้ ดังกล่าว

2. สรุปรายละเอียดโครงการและการดาเนินการเกยี่ วกบั การเจรจาและจดั ทา Tariff MOU

มีสาระสาคญั ดงั นี้

(1) โครงการน้างึม 3 ผู้พัฒนาโครงการ คือ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) ร่วมกับ EGATi และ EDL
ต้ังอยู่บนแม่น้างึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว กาลังผลิตติดต้ัง 480 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 468.78 เมกะ
วัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้า (Reservoir) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉล่ียต่อปีประมาณ 2,083 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขาย
ไฟฟ้า 27 ปี กาหนดจ่ายไฟฟ้าเขา้ ระบบเชงิ พาณชิ ย์ (SCOD) วนั ที่ 1 มกราคม 2569

(2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. (CDTO) และ Gulf
Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ต้ังอยู่บนแม่น้าโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กาลังผลิตติดต้ัง 912 เมกะวัตต์
ปรมิ าณเสนอขาย ณ จดุ สง่ มอบ 897 เมกะวัตต์ เปน็ โรงไฟฟา้ ประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าทผ่ี ลิตไดเ้ ฉลย่ี ต่อปปี ระมาณ 4,525
ล้านหนว่ ย อายุสัญญาซอื้ ขายไฟฟา้ 29 ปี กาหนด SCOD วนั ที่ 31 ธนั วาคม 2571

(3) โครงการปากลาย ผู้พัฒนาโครงการ คือ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited (SHK) และ GULF ตั้งอยู่
บนแมน่ ้าโขง แขวงไซยะบุรี สปป. ลาว กาลังผลิตติดต้ัง 770 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 763 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้า
ประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าท่ีผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,010 ล้านหน่วย อายุสัญญาซ้ือขายไฟฟ้า 29 ปี กาหนด SCOD
วันท่ี 1 มกราคม 2575

(4) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power, PT (Sole) Company Limited, Ch.Karnchang
และ Petro Vietnam Power Corporation ต้ังอยู่บนแม่น้าโขง สปป. ลาว กาลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย
ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย
อายุสัญญาซอ้ื ขายไฟฟา้ 35 ปี กาหนด SCOD วันท่ี 1 มกราคม 2573

3. อัตราคา่ ไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟา้ พลงั นา้ จาก สปป. ลาว ท่มี ีสญั ญาซื้อขายไฟฟ้าแลว้

โครงการ ปริมาณเสนอ COD คา่ ไฟฟ้าเฉล่ยี ค่าก่อสรา้ งระบบ คา่ ไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน
ขาย ณ ชายแดน ส่งไฟฟา้ ในฝงั่ ไทย
1. น้าเงีย๊ บ 1 (MW) (PE+SE) +
2. ไซยะบุรี (บาท/หน่วย) (บาท/หนว่ ย) คา่ กอ่ สรา้ งระบบสง่ ไฟฟา้ ในฝงั่ ไทย
3. เซเปยี น – เซนา้ นอ้ ย 269 ก.ย. 2562
4. น้าเทนิ 1 1,220 ต.ค. 2562 2.36 0.24 2.6
354 ธ.ค. 2562 0.28 2.55
514 พ.ค. 2565 2.27 0.28 2.68
0.24 2.87
2.40
2.63

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 59

4. สรปุ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟา้

โครงการ ปรมิ าณ COD คา่ ไฟฟ้าเฉลย่ี คา่ ก่อสรา้ งระบบ ค่าไฟฟา้ เฉลย่ี ณ ชายแดน
เสนอขาย ณ ชายแดน สง่ ไฟฟ้าในฝั่ง
1. นา้ งึม 3 (MW) ม.ค. 2569 (PE+SE) +
2. ปากแบง ธ.ค. 2571 (บาท/หนว่ ย) ไทย คา่ กอ่ สรา้ งระบบสง่ ไฟฟา้ ในฝงั่ ไทย
3. ปากลาย 468.78 ม.ค. 2575
897 2.6534 (บาท/หน่วย) 2.8934
763 2.5885 2.7935
2.6989 0.24 2.9426
0.2050
0.2437

ทง้ั นี้ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 มีมตขิ องทปี่ ระชมุ ดังนี้
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้างึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม
ในร่าง Tariff MOU ท้ัง 3 ฉบับ ท่ีผ่านการตรวจพิจารณาจากสานักงานอัยการสูงสุด แล้ว ทั้งน้ี สาหรับโครงการน้างึม 3 จะต้อง
ดาเนนิ การจดั ทา Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจงึ จะสามารถลงนามได้
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรบั ปรุงเงอ่ื นไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้างึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย
ในขั้นตอนการจัดทาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ท้ังนี้จะต้องไม่กระทบอัตรา
คา่ ไฟฟ้า
3. เห็นชอบการขยายกรอบปรมิ าณรบั ซอื้ ไฟฟ้าภายใตบ้ ันทึกความเขา้ ใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการ
พัฒนาไฟฟา้ ใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เปน็ 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือในท่ีประชุมที่เห็นว่าข้อเสนอการขยายกรอบ
ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ จาก 9,000เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ ตามที่เลขานุการฯ เสนอนั้น
จะสนับสนุนการบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายใน ค.ศ. 2065
ของประเทศไทยไดอ้ ยา่ งจากดั และครอบคลมุ โครงการโรงไฟฟา้ พลังงานน้าทอี่ ยรู่ ะหวา่ งการดาเนนิ การแคบ่ างสว่ น ดงั นน้ั ทป่ี ระชมุ จึงได้
พิจารณาขอ้ เสนอเดมิ ที่ กบง. ได้เคยเสนอในท่ปี ระชมุ กพช. ครง้ั ท่ี 2/2564 เม่ือวันท่ี 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณ
รับซ้ือไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดงั กลา่ วไดม้ กี ารพจิ ารณาครอบคลมุ โครงการโรงไฟฟ้า
พลังน้าท่ีอยู่ระหว่างการดาเนินการกับ สปป. ลาว ท้ังหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งจะเป็นการปิดความเส่ียง
ในการขยายกรอบปริมาณรับซ้ือไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ ในอนาคตและรักษาความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน
นอกจากน้ี ไฟฟ้าจากพลังน้ามีต้นทุนต่ากว่าพลังงานสะอาดประเภทอ่ืน ซึ่งจะเป็นเครื่องมือสาคัญในการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้า
ของประเทศในอนาคตเมื่อประเทศไทยมีระดับการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มสูงขึ้น ท้ังน้ี การขยายกรอบดังกล่าวยังอยู่ภายใต้
กรอบความม่ันคงทางพลังงานท่ีกาหนดให้รับซ้ือไฟฟ้าจากต่างประเทศใดประเทศหน่ึงได้ไม่เกินร้อยละ 13 ของกาลังการผลิตทั้งหมด
ในระบบ

การรบั ซอื้ ไฟฟา้ จากขยะชมุ ชนในรปู แบบ Feed-in Tariff (FiT)

กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และ กบง. เมื่อวันท่ี 1 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบข้อเสนอหลักการ
ในการรบั ซ้อื ไฟฟ้าและอตั รารบั ซ้ือไฟฟา้ จากขยะชมุ ชนในรปู แบบ FiT สาหรับปี 2565 โดยมสี รปุ สาระสาคญั ดังน้ี

1. ความเปน็ มา

แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2012 - 2021
ได้กาหนดเป้าหมายให้มีกาลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะ 400 เมกะวัตต์ และต่อมาแผนพัฒนาพลังงาน
ทดแทนและพลงั งานทางเลอื ก พ.ศ. 2558 - 2579 หรือ AEDP 2015 กาหนดเป้าหมายการผลติ ไฟฟา้ จากพลงั งานทดแทนประเภท

60 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

เช้ือเพลิงขยะชุมชนเพิ่มข้ึนเป็น 500 เมกะวัตต์ โดยการรับซ้ือไฟฟ้าจากขยะได้มีการดาเนินการตั้งแต่การใช้นโยบายส่งเสริมการผลิต
ไฟฟา้ จากพลังงานทดแทนโดยการให้ส่วนเพิ่มราคาซอื้ ไฟฟ้า (Adder) สาหรับผู้ผลติ ไฟฟา้ ขนาดเลก็ มาก (VSPP) ตามมติ กพช. เม่ือวันที่
4 ธนั วาคม 2549 และตอ่ เนื่องมาจนมีการเปลีย่ นรูปแบบการรับซ้ือไฟฟา้ จากการให้ส่วนเพมิ่ ราคาเป็นการใชอ้ ตั รา Feed-in Tariff (FiT)
โดย กพช. เม่ือวนั ท่ี 15 ธนั วาคม 2557 มีมติเห็นชอบอตั รารับซ้อื ไฟฟ้าจากพลงั งานหมุนเวียนในรปู แบบ FiT สาหรับ VSPP ทผ่ี ลติ ไฟฟ้า
จากขยะ ซ่ึงคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน เรื่อง การจัดหาไฟฟ้า
โครงการผลติ ไฟฟา้ จากขยะชุมชนในรปู แบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 ลงวันที่ 1 ธันวาคม 2559 (สาหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก
มาก) และออกประกาศแก้ไขเพิ่มเติมเพื่อคัดเลือกผู้ย่ืนคาร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้าเพื่อลงนามในสัญญาซ้ือขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
ฝ่ายจาหน่ายโดยมีการประกาศรายช่ือผู้ผ่านการคัดเลือกจานวน 11 โครงการ และมีกาหนด SCOD ภายในปี 2564 ในส่วนการรับซื้อ
ไฟฟ้าจากขยะชุมชนสาหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กพช. เม่ือวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้พิจารณาเก่ียวกับโครงการให้เอกชน
ลงทุนก่อสร้างและบรหิ ารจดั การขยะมูลฝอยและของเสียอนั ตรายซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) วันที่
26 สิงหาคม 2557 และผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมวันที่ 12 มกราคม 2559 โดยเห็นชอบให้ ดาเนิน
โครงการตามข้ันตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และ กพช. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อ
ไฟฟ้าสาหรบั โครงการ และในสว่ นของการรบั ซอื้ ไฟฟา้ จากขยะชมุ ชนสาหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เปน็ การทว่ั ไป

2. ข้อเสนอหลักการในการรบั ซอ้ื ไฟฟา้ จากขยะชุมชนในรปู แบบ FiT สาหรบั ปี 2565

2.1 การรับซื้อไฟฟา้ ไมต่ อ้ งผ่านกระบวนการแขง่ ขนั ด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคลอ้ งตามมติ กพช. เม่อื วันท่ี 21
ธนั วาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการทสี่ อดคลอ้ งกบั Roadmap หรอื แผนแมบ่ ทระดบั ชาติของรัฐบาล ตอ้ งผ่านการพจิ ารณาคัดเลอื ก
จากคณะกรรมการกลางจัดการส่ิงปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยตาม
พระราชบญั ญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบา้ นเมอื ง (ฉบบั ที่ 2) พ.ศ. 2560

2.2 การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้งจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
เน่ืองจากปญั หาการจัดหาเชอื้ เพลิงขยะท่ไี มแ่ นน่ อนอาจสง่ ผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าไดอ้ ย่างสมา่ เสมอ

2.3 การพิจารณาอัตรารับซ้ือไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ท้ังในส่วนของค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการ
ดาเนินการและบารุงรกั ษา (O&M) ตลอดอายกุ ารใชง้ านโรงไฟฟ้า คา่ ใชจ้ ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะให้เป็นเชื้อเพลิงสาหรับการผลิต
ไฟฟ้า และคา่ ใชจ้ ่ายในการควบคมุ มลพิษใหอ้ ยู่ในเกณฑ์ท่ีไมส่ รา้ งความเดือนร้อนแก่ประชาชนโดยรอบ ท้ังน้ี โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากาจัด
ขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ส่งผลให้ต้นทุน
การบริหารจัดการเชื้อเพลิงสทุ ธแิ ตกต่างกนั ดงั นนั้ การพิจารณาอตั รารบั ซือ้ ไฟฟา้ จะต้องคานึงถึงขอ้ จากดั ดงั กลา่ ว ร่วมกับประสิทธิภาพ
ในการผลติ ไฟฟ้าและการกาจดั ขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพ่ือใหไ้ ด้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน
และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุดในภาพรวม

2.4 กาหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพ่ิมการผลิต
ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เม่ือวันท่ี 28
ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกาจัดขยะเพ่ือผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กร
ปกครองส่วนทอ้ งถิ่นท่ีได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ปริมาณ
115 เมกะวตั ต์ และผผู้ ลติ ไฟฟ้ารายเลก็ (SPP) ปริมาณ 100 เมกะวตั ต์

2.5 การรับซ้ือไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/
สายจาหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ เพ่ือให้โครงการสามารถดาเนินการให้บรรลุผลสาเร็จได้
ตามเปา้ หมายภายใต้แผนการรับซ้ือไฟฟา้ จากขยะชุมชนตามแผน PDP และเป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยตามแผน
แม่บทการบรหิ ารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564)

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 61

3. ข้อเสนออัตรารับซ้อื ไฟฟา้ จากจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สาหรับปี 2565

3.1 เน่ืองจากโครงการกาจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นท่ีผ่านความ
เห็นชอบจากรัฐมนตรีวา่ การกระทรวงมหาดไทยเปน็ การพจิ ารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้มี
การลงนามสัญญากับภาคเอกชนใหด้ าเนนิ โครงการแลว้ และ กบง. เม่ือวันท่ี 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศ
รับซ้ือไฟฟ้าสาหรับโครงการทม่ี คี วามพรอ้ มในระยะถดั ไป จึงเหน็ ควรให้กาหนดอัตรารับซ้ือไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนใน
รูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสดุ ตามท่ี กพช. เคยมมี ติในเรอ่ื งนไี้ วแ้ ล้ว ดังน้ี

(1) โครงการผลิตไฟฟา้ จากขยะชมุ ชนในรปู แบบ FiT สาหรับผู้ผลิตไฟฟา้ ขนาดเล็กมาก (VSPP) สาหรับปี 2565
อ้างอิงอตั รารบั ซือ้ ไฟฟา้ รปู แบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวนั ที่ 15 ธนั วาคม 2557

กาลังผลิต (เมกะวตั ต์) FiT (บาท/หน่วย) ระยะเวลาสนบั สนนุ FiT Premium 8 ปีแรก
กาลังผลิตติดต้งั ≤10 เมกะวัตต์ FiTF FiTV,2567 FiT (ป)ี (บาท/หนว่ ย)
2.39 2.69 5.08
20 0.70

(2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สาหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) สาหรับปี 2565
อา้ งองิ อตั รารับซ้ือไฟฟา้ รูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมือ่ วนั ที่ 15 พฤษภาคม 2560

กาลังผลิต (เมกะวตั ต)์ FiT (บาท/หนว่ ย) ระยะเวลาสนบั สนนุ (ปี)
กาลงั ผลิตติดตัง้ >10-50 เมกะวตั ต์ 20
FiTF FiTV,2567 FiT
1.81 1.85 3.66

3.2 ในส่วนของการประกาศรับซื้อไฟฟ้า เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าจากขยะอาจมีต้นทุนการดาเนินการแต่ละโครงการที่
แตกต่างกนั ดงั นั้น เพือ่ ให้อตั รารับซ้อื ไฟฟ้าแต่ละโครงการมีความเหมาะสม เป็นธรรม และไม่เกดิ ภาระกบั ผู้ใช้ไฟฟ้าเกนิ ควร จึงเห็นควร
มอบหมายให้ กกพ. พจิ ารณากาหนดอัตรารบั ซ้อื ไฟฟา้ ทีเ่ หมาะสม ภายใต้กรอบอัตราสูงสุด (แล้วแต่กรณี) โดยคานึงถึงต้นทุนโครงการ
ประกอบกับปัจจัยดา้ นอน่ื ๆ เพอ่ื ให้เกิดประโยชนส์ ูงสดุ ต่อประเทศในภาพรวม เพ่อื ใชเ้ ปน็ อัตราในการประกาศรบั ซ้ือไฟฟ้า

3.3 อัตราที่ กกพ. ประกาศข้างต้นให้ใช้กับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT
สาหรับปี 2565 โดยโครงการท่ีได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้วให้มีกาหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2567
ส่วนโครงการท่ียังไม่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนให้มี SCOD ภายในปี 2568 ท้ังนี้ กาหนดให้มีอายุสัญญา 20 ปี นับจาก SCOD หรือวัน
จา่ ยไฟฟา้ เขา้ ระบบเชงิ พาณชิ ย์ (COD) แลว้ แต่วนั ใดเกิดขึน้ กอ่ น

3.4 การดาเนนิ โครงการกาจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถ่ินเป็นการมอบให้เอกชนดาเนินการ
หรอื ร่วมดาเนนิ การตามมาตรา 34/1 ของพระราชบญั ญัติรกั ษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535
แก้ไขเพ่ิมเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับท่ี 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชน
จะได้ค่ากาจัดขยะจากองคก์ รปกครองสว่ นทอ้ งถนิ่ ซึง่ มีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจาปีหรืองบประมาณขององค์กรปกครอง
ส่วนท้องถ่ินและรายได้จากการจาหนา่ ยไฟฟ้าซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังน้ัน เพ่ือมิให้เป็นการเพ่ิม
ภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า โครงการกาจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าท่ีเพ่ิมเติมจากรายช่ือ 23 โครงการท่ีกระทรวงมหาดไทยรายงานการ
ดาเนินงานมายังกระทรวงพลังงานในคร้ังน้ีหรือโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต เห็นควรให้ กพช. กาหนดอัตรารับซ้ือไฟฟ้าและ กกพ.
ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพ่ือนาอัตราและเง่ือนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกาหนดค่ากาจัดขยะ
(Tipping Fee) ทมี่ คี วามเหมาะสมและดาเนนิ การคัดเลอื กโครงการต่อไป ท้งั น้ี ตามนยั ของมติ กพช. เมื่อวนั ท่ี 15 พฤษภาคม 2560

62 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

ทั้งนี้ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบ ข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะ
ชุมชนในรปู แบบ FiT สาหรับปี 2565 สาหรบั ผู้ผลิตไฟฟา้ ขนาดเล็กมาก (VSPP) และผ้ผู ลิตไฟฟา้ รายเลก็ (SPP) โดยมอบหมายให้ กกพ.
พิจารณากาหนดอัตรารับซ้ือไฟฟ้าท่ีเหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุด (แล้วแต่กรณี) โดยคานึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับ
ปัจจัยด้านอ่ืนๆ เพ่ือให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้ กบง.
ทราบ และดาเนินการออกระเบียบการรับซอื้ ไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สาหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อ
ไฟฟา้ จากขยะชุมชนทไี่ ดร้ ับความเหน็ ชอบ รวมถงึ ให้หน่วยงานที่เก่ียวขอ้ งรับขอ้ สั่งการของประธาน กพช. ไปดาเนนิ การตอ่ ไป

แผนการขบั เคลอ่ื นการดาเนนิ งานดา้ นสมารท์ กรดิ ของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565- 2574

กบง. เมอื่ วนั ที่ 23 ธนั วาคม 2564 มมี ตเิ ห็นชอบแผนการขบั เคลอื่ นการดาเนินงานดา้ นสมารท์ กรดิ ของประเทศไทย ระยะปานกลาง
พ.ศ. 2565 – 2574 โดยมสี รปุ สาระสาคญั ดงั นี้

1. ความเปน็ มา

1.1 คณะกรรมการนโยบายพลงั งานแห่งชาติ (กพช.) เม่อื วนั ท่ี 16 กุมภาพันธ์ 2558 มมี ติเหน็ ชอบแผนแมบ่ ทการพัฒนาระบบ
โครงขา่ ยสมารท์ กรดิ ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแมบ่ ทฯ) และมอบหมายใหก้ ระทรวงพลงั งาน (พน.) และหนว่ ยงานทเี่ กยี่ วขอ้ ง
รบั ไปดาเนนิ การพฒั นาระบบโครงขา่ ยสมารท์ กรดิ ตามแผนแมบ่ ทตอ่ ไป โดยมอบหมายใหส้ านักงานนโยบายและแผนพลงั งาน (สนพ.) และ
การไฟฟา้ ทง้ั 3 แหง่ จดั ทาแผนปฏบิ ตั กิ ารพฒั นาระบบโครงขา่ ยสมารท์ กรดิ เพอื่ ใชใ้ นการขบั เคลอื่ นการพฒั นาระบบโครงขา่ ยสมารท์ กรดิ

1.2 สนพ. ได้จัดทาแผนการขับเคล่ือนการดาเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560–2564
(แผนการขับเคล่ือนฯ ในระยะส้ัน) ซ่ึงมีความสอดคล้องกับกรอบการดาเนินงานในระยะสั้น ตามแผนแม่บทฯ และได้นาเสนอ
ให้คณะอนุกรรมการเพ่ือศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ(Smart Grid) (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณา
ให้ความเห็นชอบเม่ือวันท่ี 29 กันยายน 2559 ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เม่ือวันท่ี 18 พฤศจิกายน 2559
ได้เห็นชอบแผนการขบั เคลื่อนฯ ในระยะส้นั รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดาเนินการตามแผนการขับเคล่ือนฯ ในระยะส้ัน
และ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ไดม้ ีมตริ บั ทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว

1.3 แผนการขับเคลือ่ นฯ ในระยะส้ัน จะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงมีความจาเป็นต้องจัดทาแผนการขบั เคลอื่ นการดาเนนิ งาน
ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565–2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) ให้มีความสอดคล้องกับ
แผนแมบ่ ทฯ และสถานการณใ์ นปจั จบุ นั เพอ่ื ใหก้ ารขบั เคลอื่ นนโยบายดา้ นสมารท์ กรดิ ของประเทศไทยเปน็ รปู ธรรม มกี ารพฒั นาไปในทศิ ทาง
เดียวกัน และเกิดความร่วมมือระหว่างหน่วยงานอย่างมีประสิทธิภาพ และจะได้ใช้เป็นแนวทางในการขับเคลื่อนแนวทางการพัฒนา
ระบบโครงขา่ ยไฟฟา้ อจั ฉรยิ ะ (Smart Grid) ของประเทศตอ่ ไป

2. สรปุ แผนการขบั เคลอื่ นการดาเนนิ งานดา้ นสมารท์ กรดิ ของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 - 2574

3.1 วิสยั ทัศนแ์ ละเป้าหมายภาพรวม (Vision & Goal)
วสิ ัยทศั น์ (Vision) ของแผนการขบั เคล่อื นฯ ระยะปานกลาง
“ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพ้ืนฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจาหน่ายไฟฟ้าท่ีจาเป็น รองรับ

การเปลี่ยนผา่ นไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่ อยา่ งมีประสิทธิภาพและเปน็ มิตรตอ่ ส่ิงแวดล้อม”
เปา้ หมายภาพรวม (Goal) ของแผนการขบั เคลอ่ื นฯ ระยะปานกลาง แบง่ ออกเปน็ 2 ระยะ ไดแ้ ก่
ระยะ 1 – 5 ปี (ระยะสั้น):
การเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพ้ืนฐานต่าง ๆ ที่จาเป็น และนาร่องการจัดการแหล่งพลังงาน

แบบกระจายศนู ย์ (Distributed Energy Resources: DER) ในรปู แบบเชงิ พาณชิ ย์ รองรบั การเปลยี่ นผา่ นแนวโนม้ เทคโนโลยีรูปแบบใหม่
ท่เี ริ่มสง่ ผลต่อการบริหารจดั การระบบไฟฟา้

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 63

ระยะ 6 – 10 ปี (ระยะปานกลาง):

การพัฒนาโครงสร้างพ้ืนฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resources:
DER) อย่างเตม็ รูปแบบเชิงพาณิชย์รองรับการเปล่ียนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสาคัญต่อการบริหารจัดการ
ระบบไฟฟ้า

3.2 เปา้ หมายสาคญั (Key Milestones)

ระยะ 1 – 2 ปี (ระยะเร่งดว่ น ทจี่ ะต้องเร่งดาเนนิ การ)
ระยะ 3 – 5 ปี (ระยะส้ันของแผนการขบั เคลือ่ นฯ ระยะปานกลาง)
ระยะ 6 – 10 ปี (ระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง)
ระยะมากกวา่ 10 ปี* (มมุ มองทคี่ าดว่าจะเกิดขึน้ ในระยะตอ่ ไป)

หมายเหตุ *แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีการกาหนดเป้าหมายสาคัญในระยะมากกว่า 10 ปี เพ่ือแสดงให้ผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง
ทุกภาคส่วนเห็นถึงมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะยาว และเป็นกรอบในการพัฒนาและขับเคล่ือนการดาเนินงานของ
หน่วยงานตา่ ง ๆ ให้บรรลุเป้าหมายในอนาคตตอ่ ไป

โดยแบ่งออกเป็น 5 เสาหลกั และแผนอานวยการสนบั สนนุ ประกอบด้วย
เสาหลักที่ 1 : การตอบสนองดา้ นโหลดและระบบบรหิ ารจดั การพลังงาน (DR & EMS)
เสาหลกั ท่ี 2 : การพยากรณ์ไฟฟ้าทีผ่ ลติ ไดจ้ ากพลงั งานหมุนเวียน (RE Forecast)
เสาหลกั ที่ 3 : ระบบไมโครกรดิ และโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer)
เสาหลักท่ี 4 : ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS)
เสาหลกั ท่ี 5 : การบูรณาการยานยนตไ์ ฟฟา้ (EV Integration) แผนอานวยการสนบั สนนุ

ตารางท่ี 1 เปา้ หมายสาคญั (Key Milestones) ของการขบั เคลอ่ื นการดาเนนิ งานดา้ นสมารท์ กรดิ ของประเทศไทย

เสาหลัก เปา้ หมายสาคญั (Key Milestones)

เสาหลกั ท่ี 1 “เกดิ การสัง่ การและใช้งานการตอบสนองดา้ นโหลด (DR) แบบกึ่งอตั โนมตั ิ (Semi-Auto DR)
DR & EMS และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์
ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชงิ พาณชิ ยแ์ ละครอบคลมุ ทกุ รปู แบบการใหบ้ รกิ าร (Grid Service)
โดยจะกาหนดเปา้ หมายการตอบสนองดา้ นโหลด (DR) ลงในแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของ
ประเทศ (PDP)
ระยะ 1 – 2 ป:ี ความสาเรจ็ ของการเรมิ่ ต้นใช้งานจริงของการส่ังการการตอบสนองดา้ นโหลด

แบบ Semi-Auto DR สาหรบั กลมุ่ ผใู้ ชไ้ ฟฟา้ ภาคธรุ กจิ และอตุ สาหกรรม (C&I) ขนาดใหญ่
ระยะ 3 – 5 ป:ี เกดิ ธรุ กจิ ใหม่ (New Business) และผเู้ ลน่ รายใหมๆ่ ในโครงสรา้ งของการ

ตอบสนองดา้ นโหลดและระบบบรหิ ารจดั การพลงั งาน (DR & EMS Ecosystem) รวมถงึ ขยาย
ผล Semi-Auto DR ไปยงั กลมุ่ ผใู้ ชไ้ ฟฟา้ C&I ขนาดกลาง รว่ มกบั การนารอ่ งในกลมุ่ C&I
ขนาดเลก็ และกลมุ่ ผใู้ ชไ้ ฟฟา้ บ้านอยูอ่ าศยั (Residential) พร้อมทั้งเร่มิ นาร่องการสั่งการ
การตอบสนองด้านโหลดแบบ Auto DR สาหรับกล่มุ C&I ขนาดใหญ่
ระยะ 6 – 10 ป:ี ขยายกรอบเปา้ หมายการสงั่ การ Semi-Auto DR ไปสกู่ ลมุ่ ผใู้ ชไ้ ฟฟา้ ทกุ ประเภท
พรอ้ มทงั้ พฒั นาโครงสรา้ งพน้ื ฐานและตลาดรองรบั การสง่ั การ Auto DR และขยายผลนารอ่ ง
การสงั่ การAuto DR
ระยะมากกว่า 10 ป:ี มีความพรอ้ มในการนาการตอบสนองดา้ นโหลดมาใชง้ านในระบบไฟฟ้า
ในทกุ รปู แบบการให้บริการท่ีเปน็ ไปได้ ครอบคลุมทกุ ประเภทผ้ใู ช้ไฟฟ้า

64 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

เสาหลกั เปา้ หมายสาคญั (Key Milestones)

เสาหลักท่ี 2 “เกิดการใชง้ านระบบพยากรณ์การผลติ ไฟฟา้ จากพลังงานหมนุ เวยี น ครอบคลุมท้ังโรงไฟฟา้
RE Forecast SPP, VSSP รวมถงึ Prosumer-Aggregator”
ระยะ 1 – 2 ปี: ความสาเร็จของการพยากรณ์ให้ครอบคลุม SPP ท้ังประเทศแบบรวม

ศูนย์กลางในการพยากรณ์
ระยะ 3 – 5 ปี: การเปดิ ใช้งานศูนยพ์ ยากรณ์การผลติ ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบเต็ม

รปู แบบโรงไฟฟา้ SPP ทกุ โรงสามารถพยากรณไ์ ดเ้ อง และเรมิ่ นารอ่ งโรงไฟฟา้ VSPP ขนาด
มากกวา่ 1 เมกะวตั ต์
ระยะ 6 – 10 ปี: การพยากรณ์แบบกระจายศูนย์โดยการจดั ตัง้ ศนู ยพ์ ยากรณพ์ ลงั งานในระดับ
พื้นทเ่ี ปน็ รายภมู ภิ าค โรงไฟฟา้ VSPP ทกุ โรงสามารถพยากรณไ์ ดเ้ อง และเรมิ่ นารอ่ ง Prosumer-
Aggregator ขนาดมากกวา่ 10 เมกะวตั ต์
ระยะมากกว่า 10 ป:ี การพยากรณแ์ บบรายพน้ื ที่ โดย Prosumer-Aggregator และ Aggrega-
tor สามารถพยากรณไ์ ดเ้ อง

เสาหลกั ที่ 3 “เกดิ การใชง้ านพลงั งานหมนุ เวยี นสาหรบั ไมโครกรดิ และโปรซเู มอร์ (RE base Microgrid /
Microgrid & Prosumer Prosumer)
เชงิ พาณชิ ยท์ ่ีเป็นการดาเนินการปกติ (Business as Usual) และ ไมโครกรดิ (Microgrid)
สามารถช่วยในการบรหิ ารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าทมี่ สี ดั สว่ นพลังงานหมุนเวยี นสงู (High %RE
Penetration)”
ระยะ 1 – 2 ป:ี เกดิ การใชง้ านไมโครกรดิ ทม่ี ีสัดส่วนพลงั งานหมุนเวยี นสงู แบบบรกิ ารเตม็

รูปแบบ 24 ชวั่ โมง 7 วนั (Full service: 24/7) ในพนื้ ทชี่ นบทหา่ งไกลหรอื ตามพนื้ ทเี่ กาะ และ
เรม่ิ การนารอ่ งสาธิตการใช้งานไมโครกรดิ สาหรบั พื้นทท่ี ี่มีการใชพ้ ลงั งานหมุนเวยี นและ
ยานยนตไ์ ฟฟา้ สงู สาหรับภาระโหลดแบบวิกฤต (Critical) หรอื ช่วงการลดจ่ายไฟฟา้
(Interruptible) ในพื้นที่เขตชมุ ชนเมอื ง โดยมงุ่ เน้นเพือ่ การลดสดั สว่ นและ/หรอื ทดแทน
การใช้งานเครื่องกาเนดิ ไฟฟา้ ดีเซลในพ้นื ทด่ี ังกลา่ ว
ระยะ 3 – 5 ป:ี เกดิ การใชง้ านโครงขา่ ยไมโครกรดิ (Community Microgrid) ในเชงิ พาณชิ ย์
เพอ่ื รองรบั การใชพ้ ลงั งานหมนุ เวยี นและยานยนตไ์ ฟฟา้ สงู ในเขตพน้ื ทเี่ มอื งหลกั เชน่
กรงุ เทพมหานคร พน้ื ทโ่ี ครงการพฒั นาระเบยี งเศรษฐกจิ พเิ ศษภาคตะวนั ออก (EEC) เชยี งใหม่
เปน็ ตน้ และเรม่ิ การศกึ ษา นารอ่ งสาธติ การใช้งานไมโครกรดิ ในภาคอตุ สาหกรรม (Industry
Microgrid) จากภาคเอกชน
ระยะ 6 – 10 ป:ี เกดิ การใชง้ าน Industry Microgrid ในเชงิ พาณชิ ย์ และเกดิ การขยายผลการใช้
งาน Community Microgrid เชงิ พาณชิ ยเ์ พอื่ รองรบั พนื้ ทที่ ม่ี พี ลงั งานหมนุ เวยี นและยานยนต์
สงู ในเมอื งรองโดยเรม่ิ สาธติ นารอ่ งรปู แบบตลาด และรูปแบบธรุ กจิ ของผรู้ วบรวม
(Aggregator Business Model) และโรงไฟฟา้ เสมอื น (Virtual Power Plant: VPP)
ระยะมากกวา่ 10 ป:ี เกดิ การเชอ่ื มตอ่ และใชง้ านรปู แบบการใหบ้ รกิ ารพลงั งานจากไมโครกรดิ
(Energy Service from Microgrid) ในทกุ กลมุ่ บนรูปแบบแพลตฟอรม์ (Platform)
ของ VPP

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 65

เสาหลกั เป้าหมายสาคัญ (Key Milestones)
เสาหลักที่ 4
ESS “เกิดการใชง้ านในทกุ รูปแบบการบรกิ ารของระบบกกั เกบ็ พลงั งาน (ESS) ทเี่ กย่ี วข้องกับ
โครงขา่ ยไฟฟา้ ของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสรมิ รปู แบบธรุ กิจใหม่ ๆ (New Business)
เสาหลักท่ี 5 ของ ESS”
EV Integration ระยะ 1 – 2 ปี: เกิดการใช้งานในส่วนของ Utility Scale และ End-user Scale โดยเนน้

แผนอานวยการสนบั สนนุ โครงการนารอ่ งด้านการศึกษาทางเทคนคิ และเชงิ พาณชิ ย์ (Stacking of Revenue) ผา่ น
ความรว่ มมือกันระหวา่ งภาครฐั และเอกชน/ความพรอ้ มของนโยบาย/ข้อกาหนดและ
กฎระเบียบต่าง ๆ ทเ่ี กยี่ วขอ้ ง/การเตรยี มความพร้อมของบคุ ลากร/ ESS ถกู พจิ ารณาในการ
ปรบั ปรงุ การวางแผนด้านพลงั งาน เชน่ แผน PDP แผน EEP แผน AEDP รองรบั การใชง้ าน
1 – 2 ชัว่ โมงต่อวนั
ระยะ 3 – 5 ปี: มกี ารส่งเสริมการใชง้ านในส่วนของการไฟฟ้าฯ (Utility Scale) และผใู้ ช้งาน
(End-user Scale) และรองรบั การใชง้ าน 2 – 4 ชว่ั โมงตอ่ วัน
ระยะ 6 – 10 ป:ี มีการขยายผลการใชก้ ารไฟฟา้ ฯ (Utility Scale) และผู้ใชง้ าน (End-user
Scale)
ในวงกว้าง เรมิ่ เช่อื มต่อจากกลุ่มผูใ้ ช้งานระบบกับเกบ็ พลังงานเพอื่ ใหบ้ ริการระบบไฟฟ้า
ซึ่งรองรับการใช้งาน 4 – 6 ช่ัวโมงตอ่ วัน
ระยะมากกว่า 10 ป:ี เกดิ ธรุ กจิ รูปแบบใหม่ (New Business) ของเทคโนโลยีระบบกกั เกบ็
พลงั งานแบบใหม่ (New ESS Technology) มาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟา้ ในทกุ รูปแบบ
บริการ และรองรับการใชง้ าน 6 – 12 ชัว่ โมงตอ่ วนั

“เกดิ การใช้งานยานยนตไ์ ฟฟ้า (EV) ท่มี กี ารเช่อื มตอ่ กับระบบไฟฟา้ แบบ V1G และ V2X
ครอบคลุมผู้ใชย้ านยนตไ์ ฟฟา้ ทกุ ประเภทตามแผนการสง่ เสรมิ ยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย”
ระยะ 1 – 2 ป:ี สนบั สนุนการใช้งานยานยนตไ์ ฟฟ้า และการเตรยี มความพรอ้ มดา้ นโครงขา่ ย

ไฟฟา้ ในการรองรับการเพม่ิ ข้นึ ของยานยนตไ์ ฟฟ้า
ระยะ 3 – 5 ป:ี การเตรียมความพร้อมในการรองรับการเพ่ิมข้ึนของยานยนต์ไฟฟ้า

ครอบคลุมทั่วประเทศ รวมถึงการมสี ว่ นร่วมของยานยนตไ์ ฟฟ้า (EV) กบั โครงข่ายไฟฟา้ และ
ธรุ กจิ พลังงาน
ระยะ 6 – 10 ปี: มีความพร้อมดา้ นโครงสร้างพน้ื ฐานของระบบไฟฟ้า รวมถึงการประยุกต์ใช้
งานระบบสารสนเทศ (ICT) รว่ มกับ Smart Charge และการใชง้ าน V2G
ระยะมากกวา่ 10 ป:ี มคี วามพรอ้ มในการนายานยนต์ไฟฟ้า (EV) มาใชใ้ นระบบไฟฟา้ ในทุก
รปู แบบการบรกิ ารท่ีเป็นไปได้ (EV as a Service)

“เพอ่ื ชว่ ยสนบั สนนุ คูข่ นานไปกบั 5 เสาหลกั รวมถงึ พัฒนาเทคโนโลยีสมยั ใหม่เพอ่ื สนบั สนุนงาน
Smart Grid และพฒั นาให้เกิดรปู แบบธรุ กิจใหม่ ๆ (New Business Model)”
ระยะ 1 – 2 ป:ี เป็นการพฒั นาโครงสรา้ งพ้ืนฐานหลกั
ระยะ 3 – 5 ปี: การเกิดข้นึ ของรปู แบบธุรกิจในลักษณะ Cross Industry
ระยะ 6 – 10 ป:ี เกดิ การบรู ณาการการเชอื่ มตอ่ ของโครงสรา้ งพนื้ ฐานตา่ ง ๆ (Infrastructure Integration)
ระยะมากกว่า 10 ป:ี มกี ารเชื่อมโยงที่เสรจ็ สมบรู ณ์พรอ้ มรองรับ Resource ใหม่ ๆ และการใช้

งานที่หลากหลาย

66 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

3.3 ประโยชน์ของการจัดทาแผนการขบั เคล่ือนฯ ระยะปานกลาง
ความมุ่งหมายของแผนการขบั เคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบดว้ ย 3 ดา้ นหลกั ดังนี้
3.1 ด้านการบริหารการขับเคล่ือนการดาเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทาให้เกิดการบูรณาการร่วมกัน

ของทกุ ภาคส่วน และมกี ลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเปน็ ระบบ
3.2 ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพ่ือรองรับการเปลี่ยนผ่าน ทางด้านพลังงาน

(Energy Transition) ใหม้ คี วามสามารถรองรบั การพฒั นาประเทศ และเปา้ หมายของแผนตา่ ง ๆอยา่ งครบถว้ น ทง้ั ในสว่ นการใชง้ านเทคโนโลยี
สมยั ใหม่ หรอื ธรุ กจิ รปู แบบใหม่ ๆ รวมถงึ การพฒั นาโครงสรา้ งพน้ื ฐานรว่ มกบั ภาคสว่ นกิจการอื่น ๆ

3.3 ดา้ นการพฒั นาโอกาสทางธรุ กจิ ภาคเอกชนและศกั ยภาพการพฒั นาเทคโนโลยแี ละความมสี ว่ นรว่ มของหน่วยงานและ
บคุ ลากร รวมถึงผ้ใู ชไ้ ฟฟ้าภายในประเทศ ใหม้ สี ่วนรว่ มและเห็นทิศทางการเปล่ียนผา่ นในส่วนของกิจการไฟฟ้า เกิดการสร้างโอกาส
ในการพัฒนาเศรษฐกิจ อุตสาหกรรม นวัตกรรม รวมถึงโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีของหน่วยงาน
และบุคลากรภายในประเทศ

ดังน้ัน การจัดทาแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง จะมีความสาคัญและก่อให้เกิดประโยชน์ต่อการพัฒนาระบบไฟฟ้า
ในอนาคต ซ่งึ จะนาไปสูก่ ารเพ่มิ ความยดื หยนุ่ ใหก้ บั ระบบโครงขา่ ยไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเพ่ิมข้ึนของพลังงานหมุนเวียน
รวมถึงการใช้ประโยชน์จากแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (DERs) ประเภทต่าง ๆ ที่จะเติบโตตามแนวโน้มของโลกร่วมกับระบบ
โครงข่ายไฟฟ้าให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด เพ่ือช่วยสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งไปสู่พลังงานสะอาดและลดการปลดปล่อย
กา๊ ซคารบ์ อนไดออกไซดส์ ทุ ธเิ ปน็ ศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 ตามกรอบแผนพลงั งานชาติได้

รายงานผลการศกึ ษาการพฒั นาประเทศไทยเปน็ ศนู ยก์ ลางและแลกเปลยี่ นไฟฟา้ ในภมู ภิ าคอาเซยี น

(Grid Connector)

สนพ. ได้ดาเนินโครงการศึกษาการพัฒนาประเทศไทยเป็นศูนย์กลางและแลกเปล่ียนไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน

(Grid Connector) เพือ่ ศกึ ษาบริบทตา่ งๆ ในการที่จะพัฒนาประเทศไทยเปน็ ศูนยก์ ลางและแลกเปล่ียนไฟฟ้าอาเซียน (Trader หรอื
Grid Connector) ให้สามารถผลักดันประเทศไทยเป็นศูนย์กลางและแลกเปลี่ยนไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน โดยไม่เกิดผลกระทบต่อ

ความมนั่ คงตอ่ ระบบไฟฟา้ ของประเทศ และยงั เปน็ การสรา้ งรายไดจ้ ากการบรหิ ารจดั การพลงั งานไฟฟา้ ภายในประเทศ รวมถึงการส่งออก
หรือส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าให้กับประเทศเพ่ือนบ้าน นอกจากนี้ ยังเป็นการรองรับนโยบายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าภายในภูมิภาค

(ASEAN Power Grid) และพัฒนาให้เกิดระบบการซ้ือขายและแลกเปลี่ยนไฟฟ้าระหว่างประเทศ ตอบสนองต่อความต้องการ
ใชไ้ ฟฟ้าภายในภูมภิ าคที่จะเติบโตขึน้ ในอนาคต โดยมีสรุปผลการศกึ ษาทสี่ าคัญ ดังนี้

1. ผลการประเมินศกั ยภาพในการซื้อขายและแลกเปล่ียนไฟฟ้าระหว่างประเทศ

จากผลการประเมนิ ศกั ยภาพ พบวา่ ศกั ยภาพสงู สุดในการซื้อขายไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศทพ่ี ิจารณาถูกจากดั ดว้ ยความสามารถ
ในการสง่ ไฟฟา้ ของระบบส่งไฟฟ้าระหวา่ งประเทศเสมอ โดยความสามารถในการส่งไฟฟา้ ของระบบสง่ ไฟฟ้าระหวา่ งประเทศมีสัดส่วนท่ี
น้อยกวา่ ศกั ยภาพกาลังการผลติ ไฟฟา้ สว่ นเหลอื ของแต่ละประเทศเปน็ อย่างมาก ดังนน้ั การเพิม่ ความสามารถในการส่งไฟฟ้าของระบบ
ส่งไฟฟา้ ระหว่างประเทศจึงเปน็ ปัจจยั ทสี่ าคญั ในการเพมิ่ ขีดความสามารถในการซ้อื ขายไฟฟา้ ระหว่างประเทศ

2. ผลวเิ คราะหค์ วามเป็นไปไดใ้ นการซือ้ ขายและแลกเปล่ยี นไฟฟา้ ระหว่างประเทศ

ในสถานการณ์ฐานซึ่งมีการกาหนดให้ใกล้เคียงกับสถานการณ์ปัจจุบัน กล่าวคือ มีประเทศในขอบเขตการซื้อขายประเทศ 5
ประเทศ กลา่ วคอื ไทย ลาว เวียดนาม กมั พูชา มาเลเซยี ซงึ่ มกี ารซื้อขายไฟฟ้าแบบทวิภาคีอยู่ในปัจจุบัน มีข้อจากัดด้านระบบส่งไฟฟ้า
ระหว่างประเทศดังเช่นในปัจจุบัน และแต่ละประเทศมีการวางแผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้าของตนเอง ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่มี
ความเปน็ ไปไดใ้ นการซือ้ ขายระหวา่ งกันอยู่ในช่วง 13,711 – 14,040 กกิ ะวตั ต์ชว่ั โมงตอ่ ปโี ดยประมาณ

3. ผลการวเิ คราะห์ความเป็นไปได้ในการพัฒนาประเทศไทยเป็นศนู ย์กลางและแลกเปลย่ี นไฟฟ้าในภูมภิ าคอาเซียน

ดาเนินการวิเคราะห์ด้วยเคร่ืองมือ SWOT ตามลักษณะกิจกรรมเก่ียวกับซ้ือขายและแลกเปลี่ยนไฟฟ้าระหว่างประเทศท่ีมี
ความเป็นไปได้สาหรับประเทศไทย โดยมีสรุปผลการวิเคราะห์สถานภาพของไทยในการดาเนินกิจกรรมซ้ือขายและแลกเปล่ียนไฟฟ้า
ระหวา่ งประเทศในภาพรวมได้ดงั นี้

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 67

สถานภาพของประเทศไทยในการดาเนินกจิ กรรมซือ้ ขายและแลกเปล่ียนไฟฟา้ ระหว่างประเทศในภาพรวม

4. ผลการศกึ ษาวเิ คราะหร์ วมถงึ จดั ทาขอ้ เสนอแนะเกย่ี วกบั กฎระเบยี บ ขอ้ บงั คบั หลกั เกณฑ์ เงอ่ื นไข รวมถงึ รปู แบบสญั ญาซอ้ื ขาย

และแลกเปลยี่ นไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศ ทเี่ หมาะสมกบั บรบิ ทของประเทศไทย

แบง่ ข้อเสนอแนะออกเปน็ 3 ชว่ งระยะเวลาตามรปู แบบแนวทางในการดาเนินงาน ดงั น้ี
4.1 ชว่ งของการเปลีย่ นผ่าน (เป้าหมายระยะส้นั )

เป้าหมายคือการปรับรูปแบบ วิธีการ และกระบวนการในกิจกรรมเกี่ยวกับการซื้อขายและแลกเปล่ียนไฟฟ้าระหว่าง
ประเทศของประเทศไทยให้มีประสิทธิภาพและรัดกุมเพื่อการขยายกิจกรรมทั้งในเชิงปริมาณและในเชิงคุณภาพ โดยมีประเด็นท่ีเสนอ
ให้ทาการปรับปรุงในด้านกฎระเบียบ ข้อบังคับ หลักเกณฑ์ และเง่ือนไข ประกอบด้วย การปรับปรุงข้อกาหนดเกี่ยวกับราคาค่าไฟฟ้า
ท่ีส่งออกไปยังต่างประเทศ การปรับปรุงข้อกาหนดในด้านการกากับดูแล การปรับปรุงแนวทางจัดการบทบาทที่ทับซ้อนให้อยู่ภายใต้
อานาจของผู้กากับดูแล การปรับปรุงข้อกาหนดและแนวปฏิบัติเก่ียวกับภาษีในการซื้อขายและส่งผ่านไฟฟ้าระหว่างประเทศ และ
การพัฒนาข้อกาหนดในการบริหารจัดการสิทธิอันเกิดจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificates
หรือ RECs)

4.2 ช่วงของการเปลย่ี นแปลงไปส่ตู ลาดไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศ
เป้าหมายคือการขยายขอบเขตการดาเนินกิจกรรมการซื้อขายและแลกเปล่ียนไฟฟ้าระหว่างประเทศของประเทศไทย

กับประเทศเพื่อนบ้านให้มีความหลากหลายและใกล้ชิดกันมากขึ้น พร้อมทั้งเปิดให้ภาคเอกชนของประเทศไทยได้เข้ามามีส่วนร่วม
โดยมีประเด็นท่ีเสนอให้ทาการเตรียมการปรับปรุงในด้านกฎระเบียบ ข้อบังคับ หลักเกณฑ์ และเงื่อนไข ได้แก่ การยกเลิก/ ยกเว้น
นโยบายผรู้ บั ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Enhance single buyer: ESB) การบังคับใช้ข้อกาหนด Third Party Access (TPA) สาหรับโครงข่าย
ไฟฟ้าในประเทศ การปรบั ปรงุ สัญญารบั ซื้อไฟฟ้า (PPA) การออกขอ้ กาหนดเกย่ี วกับตลาดซอ้ื ขายไฟฟ้าระหวา่ งประเทศ การปรับปรุง
ข้อกาหนดในการกากับดูแลตลาดไฟฟ้าในประเทศและตา่ งประเทศ

4.3 ช่วงของการพัฒนาไปสตู่ ลาดไฟฟา้ ในระดบั ภูมิภาค
เปา้ หมายคือการผลักดนั ความรว่ มมอื การผลกั ดันให้เกดิ การบรู ณาการตลาดแลกเปลย่ี นไฟฟ้าในอนุภูมภิ าค ASEAN Sub A

โดยมีประเด็นท่ีเสนอให้ทาการเตรียมการในด้านกฎระเบียบ ข้อบังคับ หลักเกณฑ์ และเง่ือนไข ได้แก่ ระเบียบข้อบังคับเกี่ยวกับ
การเชื่อมต่อ (Grid code) รวมถึงความม่ันคงและปลอดภัยของโครงข่าย ระเบียบข้อบังคับเกี่ยวกับการกากับดูแล (Regulatory)
ระเบียบข้อบังคับเกี่ยวกับการใช้บริการตลาดไฟฟ้าอนุภูมิภาค ข้อกาหนดเกี่ยวกับอัตราค่าบริการขนส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ
(Wheeling charge) ขอ้ กาหนดเกย่ี วกบั การแบ่งปันข้อมลู (Data sharing)

68 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

5. ผลการจดั ทาแนวทาง กระบวนการ รวมถึงรูปแบบโครงสร้างในการซื้อขายและแลกเปล่ียนไฟฟ้าระหว่างประเทศที่เหมาะสมกับ
บรบิ ทของประเทศไทย

รปู แบบการซอื้ ขายและแลกเปลย่ี นไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศทเ่ี หมาะสมกับบริบทของประเทศไทย โดยแบง่ ออกเป็น 3 ระยะ ดังน้ี
4.1 รปู แบบในช่วงของการเปล่ียนผา่ น (เป้าหมายระยะสั้น)

โครงสร้างการซ้อื ขายและแลกเปลย่ี นไฟฟ้าระหว่างประเทศทีเ่ หมาะสมกบั ประเทศไทยในช่วงของการเปลี่ยนผ่านจะยังคง
มีลักษณะท่ีไม่แตกต่างไปจากสภาพท่ีเป็นอยู่ในปัจจุบันมากนัก โดยมุ่งเน้นไปท่ีการแก้ไขปรับปรุงจุดอ่อนและลดปัญหาอุปสรรค
เพ่ือรองรับการขยายปริมาณและความหลากหลายของกิจกรรมเกี่ยวกับการซ้ือขายและแลกเปลี่ยนไฟฟ้าระหว่างประเทศที่จะมีข้ึน
ในอนาคต และยังคงอาศัยหน่วยงานรัฐวิสาหกิจที่ดูแลโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าของประเทศไทยเป็นกลไกหลักในการขับเคลื่อน
ประกอบด้วย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (EGAT) ซ่ึงเป็นท้ังผู้ดูแลระบบไฟฟ้า (SO) และผู้ดูแลระบบส่งไฟฟ้า (TSO)
เป็นผู้ขับเคลื่อนการจัดหาไฟฟ้าและขายส่งไฟฟ้าในลักษณะสัญญาทวิภาคีกับแหล่งผลิตไฟฟ้าและความต้องการใช้ไฟฟ้านอกประเทศ
และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ในฐานะผู้ดูแลระบบจาหน่ายไฟฟ้า (DSO) และผู้จาหน่ายไฟฟ้า (Retailer) ร่วมขับเคล่ือน
การจาหน่ายไฟฟ้าในลักษณะสัญญาทวิภาคีไปยังผู้ดูแลระบบจาหน่ายไฟฟ้าของประเทศเพ่ือนบ้านภายใต้การกากับดูแล
ของคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (กกพ.) และหน่วยงานกากับดูแลการบริหารจัดการไฟฟ้าท่ีผลิตจากแหล่งพลังงานสะอาด
(หน่วยงาน RECs) ซ่ึงได้รับมอบนโยบายและเง่ือนไขมาจากฝ่ายกาหนดนโยบายอันได้แก่ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ
ดา้ นพลังงานไฟฟา้ ระหว่างประเทศไทยกบั ประเทศเพ่ือนบา้ น รวมถึงสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน

โครงสร้างการซ้อื ขายและแลกเปลยี่ นไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศทเ่ี หมาะสมกับ
ประเทศไทยในช่วงของการเปล่ยี นผา่ น (เปา้ หมายระยะสนั้ )

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 69

4.2 รปู แบบที่คาดหวัง (เป้าหมายระยะกลาง)
โครงสรา้ งการซ้อื ขายและแลกเปลีย่ นไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศในระยะกลาง จาเป็นต้องมีผู้ดูแลตลาดไฟฟ้าของประเทศไทย

(Market Operator: MO) ทางานร่วมกันกับผู้ดูแลระบบไฟฟ้า (SO) (อาจแยกหน่วยงานหรือเป็นหน่วยงานเดียวกันขึ้นกับแนวทาง
การปรับปรุงโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าของประเทศไทย) ในการบริหารจัดการและควบคุมการซื้อไฟฟ้าจากแหล่งไฟฟ้า
นอกประเทศ (โดยเปรียบเทียบต้นทุนกับผู้ผลิตไฟฟ้าในประเทศ) และพิจารณาว่าจะมีพลังงานไฟฟ้าส่วนเหลือ (Excess capacity)
จากการให้บริการไฟฟ้าภายในประเทศท่ีสามารถส่งออกเพื่อตอบสนองต่อความต้องการไฟฟ้าในต่างประเทศที่ได้มีการเสนอซ้ือ
หรือไม่อย่างไร ภายใต้นโยบายและเงื่อนไขท่ีกาหนดโดยฝ่ายกาหนดนโยบายอันได้แก่ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
ผ่านทาง คณะอนกุ รรมการประสานความรว่ มมือด้านพลังงานไฟฟา้ ระหว่างประเทศไทยกับประเทศเพ่ือนบ้าน และ สานักงานนโยบาย
และแผนพลังงาน และภายใต้การกากับดูแลผลกระทบท่ีเกิดกับตลาดไฟฟ้าในประเทศโดย คณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน และ
การกากับดูแลการถ่ายโอนสิทธิของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RECs) โดยหน่วยงานกากับดูแลกลไกรับรองการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียน (หน่วยงาน RECs) โดยเปิดให้ประเทศเพ่ือนบ้านสามารถเข้ามามีส่วนร่วมซื้อขายพลังงานไฟฟ้า (Energy)
ไดใ้ น 3 ลกั ษณะ คือ

1) การซ้ือขายในรูปแบบสัญญาทวิภาคี (Bilateral) ท่ีเป็นมาตรฐานและปรับปรุงให้มีลักษณะเป็นสัญญาระยะสั้น
(Short term) ผ่านตลาดลว่ งหนา้ (Forward market)

2) การซื้อขายผ่านตลาดกลางขายส่งไฟฟ้า (Auction) ของประเทศไทยที่คาดว่าจะถูกพัฒนาขึ้นในช่วงระยะเวลา
ดงั กล่าว เพ่อื ซื้อขายไฟฟา้ ลว่ งหน้าแบบวนั ตอ่ วนั (Day ahead) และซอ้ื ขายการรักษาสมดลุ ระบบไฟฟา้ (Balancing)

3) การซ้ือขายในรูปแบบสัญญาทวิภาคีตามข้อตกลง (MOU) ท่ีมีลักษณะแตกต่างไปจากเง่ือนไขของตลาด โดย
อาจมีลักษณะเป็นระยะยาว (Long term) หรือเป็นการซ้ือขายแบบไม่กาหนดปริมาณ (Non-firm) เพ่ือใช้รองรับเป้าหมาย
ในดา้ นความสัมพันธร์ ะหว่างประเทศ

ซึ่งการซ้ือขายพลังงานไฟฟ้า (Energy) นี้จะแยกส่วนจากอัตราค่าบริหารในการขนส่งไฟฟ้า (Wheeling charge)
ของผ้ดู ูแลระบบสง่ ไฟฟ้า (EGAT) และผู้ดแู ลระบบจาหน่ายไฟฟา้ (PEA) ยกเว้นในกรณีการซือ้ ขายตามขอ้ ตกลง (MOU)

โครงสร้างการซอื้ ขายและแลกเปลย่ี นไฟฟ้าระหวา่ งประเทศทเี่ หมาะสมกบั ประเทศไทยทคี่ าดหวัง (เป้าหมายระยะกลาง)

70 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

4.3 การพฒั นาในอนาคต (เป้าหมายระยะยาว)
หากพิจารณาจากสถานการณ์ของประเทศไทยแล้วควรมุ่งเป้าไปที่การขยับขึ้นเป็น “ผู้บริหารจัดการตลาดไฟฟ้าในอนุ

ภูมภิ าคอาเซยี นฝั่งเหนือ (ASEAN Sub-region A)” อันประกอบด้วยประเทศ กัมพูชา ลาว เมียนมา และเวียดนาม โดยใช้ตลาดไฟฟ้า
ระหว่างประเทศของประเทศไทยเป็นต้นแบบในการผลักดันให้เกิดความต้องในการแลกเปลี่ยนไฟฟ้าส่วนเกิน (Excess capacity)
ในตลาดแลกเปล่ียนไฟฟ้าระหว่างประเทศในประเทศ กัมพูชา ลาว เมียนมา และเวียดนาม แล้วเช่ือมโยงความต้องการเหล่านั้น
เข้าดว้ ยกนั กับตลาดซ้อื ขายไฟฟ้าระหว่างประเทศของประเทศไทยเพ่อื ซือ้ ขายและแลกเปลย่ี นไฟฟ้าส่วนเกินผ่าน Platform การซ้ือขาย
ไฟฟ้าของประเทศไทย พร้อมทัง้ ผลกั ดันให้เกดิ การยกระดับการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่างกันใน Sub-region A ซ่ึงแม้ว่าแผนงาน
ในการเช่ือมโยงโครงข่ายด้านไฟฟ้าใน ตามแผนงาน ASEAN Power Grid ภายใต้ ASEAN Vision 2020 จะมีความคืบหน้าพอสมควร
แตก่ พ็ บวา่ ยงั ขาดความคืบหนา้ ในการบูรณาการขอ้ กาหนดกฎระเบียบท่ีจะใช้ร่วมกัน ดังนั้น จึงมีความเป็นไปได้ที่ประเทศไทยจะอาศัย
ความสาเร็จในการจัดต้งั ตลาดไฟฟา้ ระหว่างประเทศสาหรับซอื้ ขายและแลกเปล่ียนไฟฟา้ กบั ประเทศเพือ่ นบา้ นในการผลกั ดันข้อกาหนด
ท่ีเกี่ยวข้องกับตลาดไฟฟ้าในพื้นที่ Sub-region A (รวมถึง GMS) ให้สอดคล้องและเอ้ืออานวยกับตลาดไฟฟ้าระหว่างประเทศ
ของประเทศไทย เพอื่ สะดวกแกก่ ารดาเนินธรุ กิจดา้ นไฟฟา้ ในระดบั นานาชาติ

รปู แบบการซ้อื ขายและแลกเปล่ยี นไฟฟ้าระหว่างประเทศทเ่ี หมาะสมกับประเทศไทยในอนาคต (เปา้ หมายระยะยาว)

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 71

รายงานผลการศกึ ษาแนวทางการพฒั นาการผลติ และการใชไ้ ฮโดรเจนเพอื่ สง่ เสรมิ พลงั งานหมนุ เวยี น

สนพ. ได้ดาเนินโครงการการศึกษาแนวทางการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนเพ่ือส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน
เพ่ือจดั ทาแนวทางการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงาน ท่ีครอบคลุมมิติด้านส่ิงแวดล้อม เศรษฐกิจ
และสังคม ทเ่ี หมาะสมกับบริบทของประเทศไทย โดยมีสรุปผลการศกึ ษา ดงั น้ี

1. ศักยภาพการผลติ และการใชไ้ ฮโดรเจนในประเทศไทย

1.1 ศักยภาพดา้ นการผลิต
1) ศักยภาพการผลติ ไฮโดรเจนจากเชอื้ เพลิงฟอสซลิ

ในการศึกษาน้ีได้วิเคราะห์ศักยภาพการผลิตไฮโดรเจนจากก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก เนื่องจากแนวโน้มการพัฒนา
โรงไฟฟ้าใหม่มีความเป็นไปได้ที่จะไม่ใช้ถ่านหิน และโรงไฟฟ้าเดิมท่ีใช้ถ่านหินจะทยอยสิ้นสุดการใช้งานโดยไม่มีการต่ออายุ
จากผลการศึกษาพบว่าในปี พ.ศ. 2613 ประเทศไทยจะมีศักยภาพในการผลิตไฮโดรเจนจากก๊าซธรรมชาติด้วยวิธีการรีฟอร์ม่ิง
แบบมีการดักจับคาร์บอนท่ีประสิทธิภาพการผลิต 72% นี้ โดยสามารถผลิตไฮโดรเจนตั้งแต่ 6.55-9.43 Mtoe ในขณะที่แบบที่ไม่มี
การดกั จับคารบ์ อนทป่ี ระสิทธิภาพการผลติ 76.20% จะสามารถผลิตไฮโดรเจนต้งั แต่ 6.94-9.99 Mtoe ตามลาดับ

2) ศักยภาพการผลิตไฮโดรเจนจากพลงั งานหมนุ เวยี น
การวิเคราะห์ศักยภาพการผลิตไฮโดรเจนจากพลังงานหมุนเวียนครอบคลุมพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มพลังงาน

แสงอาทิตย์ ชีวมวล ลม และน้า โดยใช้เทคโนโลยีอิเล็คทรอไลซิสสาหรับการผลิตไฮโดรเจน ซ่ึงไฮโดรเจนที่ผลิตได้
จากกระบวนการนี้จัดเป็นไฮโดรเจนสีเขียว ซ่ึงศักยภาพการผลิตไฮโดรเจนจากพลังงานหมุนเวียนเรียงลาดับจากมากไปน้อย ได้แก่
พลังงานแสงอาทิตย์ ชวี มวล ลม และนา้ ตามลาดับ

ในปี พ.ศ. 2561-2613 คาดการณ์ว่าศักยภาพการผลิตไฮโดรเจนจากก๊าซธรรมชาติด้วยวิธีการรีฟอร์มิ่งแบบมีการ
ดักจับคาร์บอนจะสามารถผลิตไฮโดรเจนได้ ต้ังแต่ 6.55-9.43 Mtoe ซึ่งเมื่อรวมกับการผลิตจากพลังงานหมุนเวียนท่ี 38.51 Mtoe
จะทาให้ประเทศไทยมีศกั ยภาพการผลิตท้งั หมด 45.06-47.94 Mtoe ในขณะท่ีแบบไม่มีการดักจับคาร์บอนจะมีประสิทธิภาพการผลิต
ไฮโดรเจนตั้งแต่ 6.94-9.99 Mtoe ตามลาดับ ซ่ึงเมื่อรวมกับการผลิตจากพลังงานหมุนเวียนที่ 38.51 Mtoe จะทาให้ประเทศไทย
มศี กั ยภาพการผลิตทั้งหมด 45.45-48.50 Mtoe

2.2 ศักยภาพการใชง้ าน
1) การใชง้ านในภาคพลังงานไฟฟ้า

ความเป็นไปได้ในการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงานไฟฟ้า มี 2 รูปแบบ คือ รูปแบบท่ี 1 เป็นการนาไฮโดรเจน
มาเป็นเช้ือเพลิงในโรงไฟฟ้าประเภทท่ีสามารถใช้เช้ือเพลิงตั้งแต่สองชนิดขึ้นไป (co-firing power plant) และรูปแบบที่ 2 คือ
การนาไฮโดรเจนมาผลิตกระแสไฟฟ้าผ่านเซลล์เช้ือเพลิง โดยการพิจารณาที่จะนาไฮโดรเจนมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคพลังงานไฟฟ้า
นั้น ควรคานึงถึงชนิดของเช้ือเพลิงที่มีความเป็นไปได้ที่จะถูกทดแทน ทั้งน้ี เช้ือเพลิงหลักที่ใช้ในโรงไฟฟ้าประเภท co-firing power
plant ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน ซึ่งจะพิจารณา เฉพาะการนาไฮโดรเจนมาใช้เป็นเช้ือเพลิงผสมกับก๊าซธรรมชาติและ
ก๊าซธรรมชาติเหลวในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ ในสัดส่วนร้อยละ 5 – 10 – 15 - 20 โดยปริมาตร ผ่านระบบท่อ
กา๊ ซธรรมชาติ

รูปแบบท่ี 1 การนาไฮโดรเจนมาเป็นเช้ือเพลิงในโรงไฟฟ้าประเภทที่สามารถใช้เช้ือเพลงิ
ต้ังแตส่ องชนดิ ข้นึ ไป (co-firing power plant)

72 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

รปู แบบที่ 2 การนาไฮโดรเจนมาผลติ กระแสไฟฟ้าผา่ นเซลล์เชื้อเพลิงในฝ่ังผูใ้ ชไ้ ฟฟา้ ซึง่ ไฟฟ้า
ท่ีผลติ ได้อาจใชง้ านบางสว่ นและส่วนทเ่ี หลือจะถูกส่งเข้าส่โู ครงขา่ ยไฟฟ้า (PV+HESS)

ผลการวเิ คราะห์พบว่ารปู แบบที่ 1 การนาไฮโดรเจนมาเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าประเภทท่ีสามารถใช้เช้ือเพลิงต้ังแต่สองชนิด
ขึ้นไป (co-firing power plant) ทาใหค้ า่ ไฟฟา้ เฉลี่ยเพ่มิ ข้ึนประมาณร้อยละ 8.74 เมื่อเปรียบเทียบกับแผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้า
(PDP2018 rev1) ในปี ค.ศ. 2037 ซึ่งจะทาให้ระดับการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคการผลิตไฟฟ้าลดลงจนถึงระดับเป้าหมาย
ที่สามารถบรรลเุ ปา้ หมาย Carbon neutrality ภายในปี พ.ศ. 2070 โดยคาดว่าหากเทคโนโลยีในอนาคตมีการพัฒนาและมีการพัฒนา
กลไกซ้ือขายคาร์บอนในวงกว้าง รูปแบบธุรกิจดังกล่าวน่าจะมีศักยภาพท่ีจะสามารถแข่งขันในตลาดได้ ในขณะท่ี รูปแบบท่ี 2 การนา
ไฮโดรเจนมาผลิตกระแสไฟฟ้าผ่านเซลล์เชื้อเพลิงในฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งไฟฟ้าที่ผลิตได้อาจใช้งานบางส่วนและส่วนท่ีเหลือจะถูกส่งเข้า
สู่โครงข่ายไฟฟ้า (PV+HESS) พบว่ายังมีต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุโครงการสูงกว่าการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ที่มีแบตเตอรี่แบบลิเทียม
ในการกกั เก็บพลงั งาน (PV+ESS) อยา่ งมนี ัยสาคญั ดงั น้ัน รูปแบบท่ี 1 การนาไฮโดรเจนมาเป็นเช้ือเพลิงในโรงไฟฟ้าประเภทที่สามารถ
ใช้เช้ือเพลิงตั้งแต่สองชนิดข้ึนไป (co-firing power plant) มีความเป็นไปได้สาหรับการผลักดันให้เกิดการใช้ไฮโดรเจนสาหรับ
ภาคพลังงานไฟฟ้าในประเทศไทยบนพ้ืนฐานของข้อมูลคาดการณ์ในปัจจุบัน อย่างไรก็ดีในอนาคตหากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลง
หรือมีการพัฒนาเพิ่มขึ้นจะช่วยสนับสนุนให้สามารถนารูปแบบที่ 2 การนาไฮโดรเจนมาผลิตกระแสไฟฟ้าผ่านเซลล์เชื้อเพลิง มาใช้
ในภาคพลังงานไฟฟา้ ได้ นอกจากการวิเคราะห์ต้นทนุ ท่นี ่าจะเกิดข้ึนจริงกับผู้ประกอบการแล้ว ยังต้องครอบคลุมการจัดเตรียมแนวทาง
เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าอันเน่ืองมาจากการเพ่ิมขึ้นของอัตราค่าไฟฟ้าด้วย จึงจะสามารถส่งเสริมการใช้ไฮโดรเจน
ในภาคพลงั งานไฟฟ้าไดอ้ ย่างเปน็ รูปธรรม ทงั้ น้ี ขนั้ ตอนการวิเคราะหก์ ารใช้ไฮโดรเจนใน ภาคพลังงานไฟฟ้าประกอบดว้ ย การวิเคราะห์
ต้นทุนตลอดห่วงโซ่อุปทาน การวิเคราะห์ผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และการวิเคราะห์แนวทางการส่งเสริมการใช้งานไฮโดรเจนท่ี
เป็นไปได้ ซง่ึ จะเป็นข้อมลู สาคัญในการกาหนดขอ้ เสนอแนะเชิงนโยบายถึงแนวทางการพฒั นาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนเพ่ือส่งเสริม
พลงั งานหมนุ เวยี นของประเทศไทย

2) การใช้ในเชิงความรอ้ นในภาคอตุ สาหกรรม
การใช้งานในเชิงความร้อนในภาคอุตสาหกรรมเป็นการนาไฮโดรเจนมาผสมกับก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงให้

ความรอ้ นในระบบเผาไหม้หม้อไอน้า (boiler) ของโรงงานอุตสาหกรรม ในสัดส่วนร้อยละ 5 – 10 – 15 - 20 โดยปริมาตร ผ่านระบบ
ท่อก๊าซธรรมชาติ โดยทั่วไปราคาไฮโดรเจนมีแนวโน้มท่ีจะสูงกว่าราคาเชื้อเพลิงอื่น ๆ การนาไฮโดรเจนมาใช้เป็นเช้ือเพลิงเพ่ือทดแทน
เชื้อเพลงิ อน่ื จงึ อาจยังไม่สร้างแรงจูงใจด้านราคาใหก้ บั ผปู้ ระกอบการ แต่อาจสร้างแรงจูงใจในประเดน็ การเพ่มิ สดั สว่ นเชอื้ เพลงิ ทเ่ี ปน็ มติ ร
ต่อส่ิงแวดล้อมและช่วยผลักดันให้องค์กรก้าวสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนได้ ดังนั้น ในการวิเคราะห์ในภาคความร้อนในโรงงาน
อุตสาหกรรมน้ัน จะเน้นไปที่การวิเคราะห์เพ่ือเปรียบเทียบความคุ้มค่าในการปรับเปล่ียนเชื้อเพลิงเม่ือเทียบกับเช้ือเพลิงเดิมที่โรงงาน
อตุ สาหกรรมใชอ้ ยใู่ นปจั จุบนั

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 73

หมายเหตุ:

สาหรบั โรงงานอุตสาหกรรมที่ตัง้ อยูน่ อกแนวท่อกา๊ ซ การขนสง่ กา๊ ซไฮโดรเจนแยกจากกา๊ ซธรรมชาติจะเปน็ การเพ่มิ ตน้ ทุนให้กบั ผปู้ ระกอบการทั้งตน้ ทุนค่าขนสง่ และตน้ ทุนการจดั ตั้ง

ระบบกักเกบ็ และแปลงเป็นก๊าซ (storage & regasification) ซึ่งเมื่อนามาพจิ ารณารวมกับต้นทนุ เน้อื ก๊าซไฮโดรเจนแลว้ จะเปน็ การสร้างภาระคา่ ใช้จ่ายใหผ้ ู้ประกอบการมากเกินไป

จงึ ไม่มีความคุ้มคา่ ทางการเงนิ

รปู แบบการนาไฮโดรเจนมาใช้ในความรอ้ นในภาคอุตสาหกรรม

ผลการวิเคราะห์แสดงให้เห็นว่าการใช้เชื้อเพลิงผสมระหว่างไฮโดรเจนและก๊าซธรรมชาติในโรงงานท่ีต้ังอยู่บนแนวท่อก๊าซฯ
ซ่ึงเดมิ ใชก้ ๊าซธรรมชาติอยนู่ ั้น จะไม่มีความคุ้มคา่ ไม่ว่าจะเป็นในแง่ทางเศรษฐศาสตร์หรือการเงิน เน่ืองจากก๊าซธรรมชาติท่ีเป็นเชอ้ื เพลิง
เดิมน้ันที่มีราคาถูกกว่าเช้ือเพลิงใหม่ อีกท้ังมีอัตราการปลดปล่อยมลพิษไม่แตกต่างจากเช้ือเพลิงใหม่มากนั้น แต่เมื่อนาเชื้อเพลิงผสม
ระหว่างไฮโดรเจนและก๊าซธรรมชาติไปใช้ในโรงงานท่ีตั้งอยู่ในรัศมี 50 กิโลเมตรจากแนวท่อก๊าซฯ ซึ่งเดิมใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและ
น้ามนั เตาอยนู่ น้ั จะเกดิ ความคมุ้ คา่ ทง้ั ดา้ นเศรษฐศาสตรแ์ ละการเงิน อีกทัง้ ยงั ใชร้ ะยะเวลาในการคืนทุนไมน่ าน (ระหว่าง 2.52– 3.04 ป)ี
จึงกล่าวได้ว่าเช้ือเพลิงผสมระหว่างไฮโดรเจนและก๊าซธรรมชาติเพ่ือทดแทนการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและน้ามันเตาเป็นทางเลือก
ทีด่ ีสาหรบั การใชไ้ ฮโดรเจนสาหรบั กลมุ่ โรงงานอตุ สาหกรรมในประเทศไทย

3) การใช้ในภาคขนสง่

เป็นรปู แบบทีม่ ีการนาไฮโดรเจนไปใชเ้ ป็นเชือ้ เพลงิ เผาไหม้โดยตรงสาหรับเคร่อื งยนต์สันดาปภายในแบบใชไ้ ฮโดรเจน (HICEV)
หรือใช้กับยานยนต์พลังงานไฮโดรเจนท่ีใช้เซลล์เชื้อเพลิงเพ่ือผลิตเป็นพลังงานไฟฟ้าสาหรับการขับเคลื่อน (FCEV) โดยในการศึกษาได้
พิจ าร ณ าเ ฉพ า ะรู ปแ บ บ FCEV เ ป็ นห ลัก เน่ืองจ ากเม่ื อพิจ าร ณ าค วา ม เป็ นไ ป ได้ ในการ นา เ ทค โนโ ลยี มา ใช้งา น
ในอนาคตแล้ว และมีแนวโน้มที่ผู้ผลิตรถยนต์จะผลิตรถยนต์ ในรูปแบบ FCEV ดังน้ัน ในการศึกษาน้ีจึงจะวิเคราะห์ต้นทุนของการใช้
ไฮโดรเจนในภาคขนสง่ เปรยี บเทียบกบั การใชร้ ถยนตไ์ ฟฟา้ โดยจะวเิ คราะห์บนพ้ืนฐานของต้นทุนต่อหน่วยระยะการเดินทางหรือต้นทุน
ต่อหน่วยพลังงานของรถยนต์ทั้งสองประเภท นอกจากน้ัน จะวิเคราะห์แนวทางท่ีเหมาะสมหากต้องการส่งเสริมให้เกิดการใช้เชื้อเพลิง
ไฮโดรเจนในภาคขนส่ง ผลการวิเคราะห์ พบว่า FCEV มีต้นทุนการซื้อรถสูงกว่ารถ BEV ประมาณร้อยละ 20 มีต้นทุน
ค่าเชื้อเพลิงสูงกว่า BEV ถึงประมาณ 3 และ 8 เท่า จากการใช้ไฮโดรเจนที่ผลิตจากเช้ือเพลิงฟอสซิล (gray, blue, brown) และ
พลังงานหมุนเวียน (green) ตามลาดบั ในขณะทต่ี น้ ทุนการซ่อมบารงุ ไมไ่ ดแ้ ตกตา่ งกนั มากนกั อาจกล่าวไดว้ ่า FCEV ไมม่ ีความคุ้มค่าเมอ่ื
เปรียบเทียบกับการใช้ BEV อย่างไรก็ดหี ากมีเงือ่ นไขของการใชม้ ลู ค่าเพ่มิ อันเกดิ จากการลดคารบ์ อนผ่านกลไกต่าง ๆ เช่น ตลาดซื้อขาย
คารบ์ อน หรอื การเกบ็ ภาษคี ารบ์ อน อาจทาให้สภาพแวดลอ้ มเปลยี่ นแปลง

ผลการวิเคราะห์ศักยภาพของประเทศไทยในการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงานและภาคขนส่ง พบว่าในช่วงแรก (พ.ศ. 2569
- 2573) คาดว่าจะยังมีศักยภาพการใช้ไฮโดรเจนไม่มากนัก ต่อมาในช่วงที่สอง (พ.ศ. 2574-2583) คาดว่าประเทศไทยจะมีศักยภาพ
เพิม่ ขน้ึ อยา่ งมีนัยสาคัญอนั เป็นผลจากการผสมไฮโดรเจนที่สัดส่วนร้อยละ 5 โดยปรมิ าตรผ่านระบบท่อก๊าซธรรมชาติ และเร่ิมมีปริมาณ
การใช้เพิ่มมากข้ึนในภาคขนส่งจากส่วนแบ่งตลาดของยานยนต์ FCEV ท่ีเพิ่มขึ้นในกลุ่มรถบรรทุก โดยมีศักยภาพในการใช้ไฮโดรเจน
รวม 0.60-0.74 Mtoe และคาดว่าจะมีศักยภาพเพิ่มข้ึนอย่างต่อเนื่องจนถึงปี พ.ศ. 2613 ท่ีมีการผสมไฮโดรเจนในสัดส่วนท่ีเพ่ิมข้ึน
ในระบบทอ่ ก๊าซธรรมชาติเปน็ รอ้ ยละ 10-20 โดยปรมิ าตร รวมถงึ ศกั ยภาพของยานยนต์ FCEV ทเ่ี พม่ิ ข้นึ อย่างตอ่ เนอื่ ง โดยในช่วง 10 ปี
สุดทา้ ยในปี พ.ศ. 2604-2613 มีการผสมไฮโดรเจนสูงสุดทส่ี ัดส่วนร้อยละ 20 โดยปรมิ าตร คาดว่าจะมศี ักยภาพการใช้ไฮโดรเจนสาหรับ
การใชใ้ นการผลติ ไฟฟา้ การใชเ้ ชิงความรอ้ นในภาคอตุ สาหกรรม และการใช้ในยานยนตร์ วม 2.80-2.91 Mtoe

74 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

ศักยภาพของประเทศไทยในการใชไ้ ฮโดรเจนในภาคพลงั งานและภาคขนสง่

4) การผลติ ไฮโดรเจนเพ่อื เพิม่ ความยดื หยุน่ ให้กับระบบไฟฟา้ การกกั เกบ็ พลงั งาน เพ่ือสง่ เสรมิ พลังงานหมุนเวียน

การประเมนิ ศักยภาพดงั กลา่ วอยู่บนหลกั การของการเปลยี่ นไฟฟ้าส่วนเกินจากแหลง่ พลังงานหมนุ เวียน ให้เป็นกา๊ ซไฮโดรเจน
หรือก๊าซมีเทน เพื่อนาไปใช้เป็นระบบกักเก็บพลังงานสร้างความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า รองรับความผันผวนของการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวยี น สาหรับประเทศไทยมคี วามเป็นไปได้ 2 แนวทาง ได้แก่

แนวทางท่ี 1 การใช้พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินมาผลิตก๊าซไฮโดรเจนเพ่ือกักเก็บพลังงาน โดยสามารถเปล่ียน
เป็นพลังงานไฟฟ้าอีกคร้ังได้โดยผ่านเซลล์เช้ือเพลิง (fuel cell) โดยมีประสิทธิภาพโดยรวมร้อยละ 40-60 และจ่ายไฟฟ้าผ่านระบบ
สายส่งไฟฟ้าได้

แนวทางท่ี 2 การใช้พลังงานไฟฟ้าสว่ นเกินมาผลิตก๊าซไฮโดรเจนเพ่ือฉีดลงทอ่ ก๊าซธรรมชาติ เพ่ือเป็นเชื้อเพลิงผสม
สาหรับโรงไฟฟ้าและโรงงานอตุ สาหกรรม เกิดข้อจากดั ในการขนสง่ ไฮโดรเจนท่ีผลิตได้จากแหล่งผลิตพลังงานหมุนเวียนซึ่งมักกระจาย
ตัวในพ้นื ที่ต่างๆ ระยะทางทไี่ กลจากระบบโครงข่ายทอ่ จะทาให้จาเป็นต้องมีการขนส่งไฮโดรเจนในรูปของก๊าซอัดความดันทางถนนซึ่ง
จะทาใหต้ น้ ทุนเพมิ่ ขน้ึ อยา่ งมาก ดังนัน้ จึงอาจกลา่ วไดว้ ่าแนวทางท่ี 2 เปน็ มคี วามเปน็ ไปไดน้ อ้ ยกว่าแนวทางที่ 1

2. ตลาดและกลมุ่ เปา้ หมายสาหรบั ประเทศไทย

จากการประเมินรูปแบบการใช้และการผลิต ศักยภาพ และความคุ้มค่าของการใช้งานไฮโดรเจนในลักษณะต่าง ๆ โดย
พิจารณารว่ มกับทางเลือกอื่น ๆ พบวา่ ประเทศไทยควรจะมกี ารใชไ้ ฮโดรเจนในภาคพลังงานไมน่ ้อยกว่าร้อยละ 20 เพื่อบรรลุเป้าหมาย
การปลอ่ ยก๊าซเรือนกระจกเปน็ ศนู ย์ (carbon neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 โดยตลาดและกลุม่ เป้าหมายสาหรับการส่งเสริม
การใชไ้ ฮโดรเจนนั้น คอื กลุ่มโรงไฟฟ้า การใช้เชิงความร้อนในภาคอุตสาหกรรม และการใช้ในภาคขนส่งเป็นหลัก ซ่ึงสามารถกาหนด
กลมุ่ เป้าหมายสาหรบั การสง่ เสริมการใชไ้ ฮโดรเจน แบง่ เปน็ 3 ระยะ ไดแ้ ก่

ระยะส้ัน (ปี ค.ศ. 2020-2030) การพัฒนาตลาดจึงเป็นลักษณะของการพัฒนาโครงการนาร่อง (Pilot project) เพ่ือ
ทดสอบการใชง้ านจริง

ระยะกลาง (ปี ค.ศ. 2031-2040) เป็นช่วงของการเริม่ ต้นพฒั นาตลาดผู้ใช้ไฮโดรเจนในเชิงพาณิชย์ โดยกลุ่มเป้าหมายหลัก
จะเปน็ โรงไฟฟา้ ประเภททสี่ ามารถใช้เชอ้ื เพลงิ ต้งั แต่สองชนิดขึน้ ไปผา่ นระบบท่อก๊าซฯ ท่ีมีการผสมไฮโดรเจนในระดับประมาณร้อยละ
5 รวมถงึ กลุม่ การใชไ้ ฮโดรเจนสาหรบั การใชเ้ ชิงความร้อนเพือ่ ทดแทนน้ามันเตาและก๊าซปิโตรเลยี มเหลวในโรงงานอุตสาหกรรมในพื้นท่ี
แนวโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติ ในขณะที่ตลาดผู้ใช้ในภาคขนส่งโดยเฉพาะ FCEV จะยังอยู่ในช่วงเร่ิมต้นและอยู่ในวงจากัด (niche
market) เฉพาะในกลุ่มของรถบรรทุก (heavy duty vehicle) โดยในช่วงเวลาดังกล่าวคาดว่าจะอยู่ในช่วงการขยายตัวอย่างก้าว
กระโดดของตลาดยานยนต์พลังงานไฟฟ้า (BEV / PHEV) โดยเฉพาะในกลุ่มยานยนต์ขนาดเล็ก และจักรยานยนต์พลังงานไฟฟ้า
ในขณะที่กลุม่ รถบรรทกุ พลังงานไฟฟา้ อาจยังมีขอ้ จากดั ในการใชง้ าน

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 75

ระยะยาว (ปี ค.ศ. 2041-2070) เป็นการต่อยอดการพัฒนาโรงไฟฟ้าประเภทที่สามารถใช้เชื้อเพลิงตั้งแต่สองชนิดข้ึนไป
ผ่านระบบทอ่ ก๊าซฯจะมกี ารผสมไฮโดรเจนในสดั สว่ นท่เี พม่ิ ข้นึ จนอยทู่ ป่ี ระมาณร้อยละ 10-20 อยา่ งไรก็ดใี นระยะยาวหากมีการพัฒนา
เทคโนโลยีในการขนส่งเชื้อเพลิงไฮโดรเจนในรูปแบบอ่ืน ๆ ที่มีความคุ้มค่าในการลงทุนมากขึ้น ก็อาจทาให้มีรูปแบบการขนส่ง
ไฮโดรเจนในลกั ษณะอ่นื ๆ เข้ามามากข้ึน สว่ นตลาดผู้ใช้ในภาคขนส่งคาดวา่ จะมีการขยายตัวเพิ่มข้ึนโดยกลุ่มเป้าหมายหลักยังคงเป็น
กลุ่มยานยนต์ขนาดเล็ก (LDV) และอาจมีตลาดใหม่ในกลุ่มยานยนต์ Heavy-duty ซึ่งเป็นตลาดที่ยานยนต์พลังงานยังมีข้อจากัด
ในการใช้งาน อาจเป็นโอกาสสาหรับยานยนต์ FCEV ในกลุ่มดังกลา่ วในอนาคต

3. แนวทางสง่ เสรมิ ไฮโดรเจนสาหรบั ประเทศไทย

แนวทางการส่งเสริมการใช้ไฮโดรเจนจะชว่ ยลดผลกระทบด้านส่งิ แวดล้อม อกี ทงั้ ยังส่งผลเชิงบวกต่อภาคเศรษฐกิจและสงั คม
โดยรวมอย่างมีนยั สาคญั ทงั้ ในเรื่องของการสร้างมลู ค่าเพิ่มในระบบเศรษฐกิจจากธรุ กจิ ใหม่ ๆ ท่จี ะเกิดข้นึ การยกระดับคณุ ภาพชวี ติ ที่
ดีข้ึนของชุมชนโดยรอบ ในขณะเดียวกันอาจส่งผลกระทบเชิงลบต่อธุรกิจที่เกี่ยวข้องกับเชื้อเพลิงฟอสซิล รวมถึงกลุ่มผู้ใช้เชื้อเพลิง
ทไ่ี มป่ รับเปลย่ี นรูปแบบจากเดมิ ดงั นัน้ ขอ้ เสนอแนะในมาตรการตา่ งๆ จึงเปน็ การสง่ สญั ญาณให้ผปู้ ระกอบการท้งั ผู้จดั หาเช้ือเพลงิ และ
ผู้ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ต้องเตรียมพร้อมสาหรับการปรับตัวให้สอดรับกับนโยบายดังกล่าว ซ่ึงจากผลการศึกษาสามารถสรุปแนวทาง
การสง่ เสริมได้ ดังนี้

แนวทางที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจสาหรับผู้ใช้ ซึ่งจะ สร้างโอกาสในการเกิดธุรกิจใหม่ๆ ลดความเสี่ยงท่ีอาจ
เกิดขึ้นจากการปรับเปล่ียน และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ท้ังนี้ ภาครัฐต้องมีการให้การสนับสนุนเงินทุนในช่วงแรก ภายใต้
แนวทางท่ี 1 ไดม้ ีมาตรการสาหรับการดาเนนิ การไว้ ดงั น้ี

มาตรการที่ 1.1 สนับสนนุ ดา้ นการเงนิ การลงทุนสาหรับกลุม่ ผู้ใช้
มาตรการที่ 1.2 พฒั นากลไกราคาทมี่ กี ารพิจารณาการปล่อยก๊าซเรอื นกระจก
มาตรการท่ี 1.3 พัฒนาโครงการนาร่อง
แนวทางท่ี 2 สนับสนุนอุตสาหกรรมในประเทศและส่งเสริมการวิจจัยและพัฒนา เพื่อเพ่ิมศักยภาพการแข่งขัน
สร้างโอกาส สร้างแรงจูงใจ เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมในอุตสาหกรรมไฮโดรเจน ทั้งน้ี ภาครัฐต้องมีการให้การสนับสนุนเงินทุนใน
ช่วงแรก และอาจส่งผลกระทบตอ่ ผ้ปู ระกอบการเชือ้ เพลงิ ฟอสซิล ภายใต้แนวทางท่ี 2 ไดม้ มี าตรการสาหรับการดาเนินการไว้ ดงั นี้
มาตรการที่ 2.1 สนับสนนุ ดา้ นการเงนิ การลงทุนสาหรบั กลุ่มผู้ประกอบการ
มาตรการท่ี 2.2 พัฒนาตลาดและกลไกการซ้อื ขายคารบ์ อน
มาตรการท่ี 2.3 ส่งเสรมิ การวจิ ยั และพัฒนารปู แบบธรุ กิจและเทคโนโลยี
แนวทางที่ 3 พฒั นาโครงสรา้ งพน้ื ฐาน เพือ่ ลดภาระและเพม่ิ ศักยภาพในการประกอบธรุ กจิ ภาคเอกชน และเพมิ่ ความมนั่ คง
ดา้ นพลังงานของประเทศ ทง้ั น้ี ภาครัฐต้องมกี ารใหก้ ารสนับสนุนเงนิ ทุนในชว่ งแรก ภายใตแ้ นวทางท่ี 3 ไดม้ ีมาตรการสาหรับ
การดาเนนิ การไว้ ดงั น้ี
มาตรการที่ 3.1 พัฒนาโครงข่ายระบบท่อสาหรบั เช้ือเพลงิ ผสม
มาตรการท่ี 3.2 พฒั นาระบบจัดเกบ็ ขนสง่ และสถานเี ตมิ ไฮโดรเจน
มาตรการที่ 3.3 พฒั นาโครงสรา้ งพืน้ ฐานรองรับ Green Hydrogen
แนวทางที่ 4 ปรับปรุงกฎหมาย ระเบียบ และมาตรฐานทเ่ี กี่ยวขอ้ ง เพื่อใหเ้ กิดความเชอ่ื มั่นในการดาเนนิ ธุรกิจ เกดิ
มาตรฐานในการประกอบกจิ การ ภายใต้แนวทางที่ 4 ได้มีมาตรการสาหรับการดาเนนิ การไว้ ดงั นี้
มาตรการที่ 4.1 ปรับปรุงกฎหมาย ระเบยี บ และมาตรฐาน

76 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

รายงานผลการขบั เคลอ่ื นการดาเนนิ งานด้านสมารท์ กรดิ ของประเทศไทยในปี 2564

แผนการขับเคล่ือนการดาเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น เป็นแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่าย
สมารท์ กริดใหส้ อดคล้องกบั กรอบการพฒั นาตามแผนแม่บทภายใตย้ ทุ ธศาสตร์ชาติ เพอื่ ใหเ้ กดิ การนาไปปฏิบตั ิในเชงิ รปู ธรรมในระยะสั้น
ครอบคลุมช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเปน็ ระยะการพัฒนาโครงการนารอ่ งเพอ่ื ทดสอบความเหมาะสมทางเทคนคิ และความคุ้มค่าของ
การลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนาผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบ และวิจัย มาใช้ในการพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสม
ถึงการนาไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยมผี ลการดาเนนิ งานของแผนการขบั เคลอ่ื นการดาเนนิ งานดา้ นสมารท์ กรดิ ของประเทศไทยใน
ระยะสนั้ ผา่ นการดาเนนิ งานผา่ น 3 เสาหลกั ดงั นี้

เสาหลกั ที่ 1 การตอบสนองด้านความตอ้ งการใช้ไฟฟา้ และระบบบริหารจัดการพลังงาน

มีความคบื หนา้ การดาเนนิ งาน ดงั น้ี

รหัสอา้ งองิ โครงการ/กิจกรรม สถานะการดาเนินงาน

EPPO-04 โครงการพัฒนารูปแบบธุรกจิ ของระบบบริหาร - สนพ. ได้ดาเนินการศึกษาแลว้ เสรจ็ เมอ่ื เดอื นกุมภาพันธ์ 2562
EGAT-01 จดั การพลังงาน (EMS) เพอื่ การดาเนินการ
ตอบสนองดา้ นโหลดบนสมารท์ กรดิ
MEA-01
การจดั ตัง้ ศูนย์สั่งการการดาเนนิ การตอบสนอง - การไฟฟา้ ทัง้ 3 แห่ง ได้รว่ มกนั กาหนดรปู แบบการใชง้ านของ

ด้านโหลด (DRCC) กระบวนการตอบสนองดา้ นโหลด รวมถงึ การกาหนดรปู แบบ

การเช่ือมโยงขอ้ มลู โปรโตคอล ประเภท โครงสร้างการจดั เก็บของ

ข้อมลู ท่เี ช่อื มโยงระหวา่ ง DRCC และ LA

- กฟผ. ไดก้ าหนดคุณสมบตั ทิ างเทคนิคของระบบ DRMS ซง่ึ เปน็

ระบบท่จี ะติดตง้ั ใน DRCC รวมถงึ พัฒนาเวบ็ ไซตส์ าหรับ DRCC

เพ่ือเป็นชอ่ งทางการตดิ ตอ่ ระหว่างเจา้ หนา้ ที่ของ DRCC และ LA

แลว้ เสร็จ

- กฟผ. ได้ดาเนนิ การเตรยี มความพร้อมโครงสร้างพน้ื ฐานของ

การไฟฟ้า ทง้ั 3 แห่ง ทั้ง DRCC และ LA แล้วเสรจ็ ในปี 2564

เพ่ือใช้สาหรับดาเนินโครงการนารอ่ ง DR ในระยะตอ่ ไป

โครงการนารอ่ งระบบบรหิ ารจดั การ พลังงานใน - กฟน. ไดว้ า่ จา้ ง สวทช. เพือ่ ศกึ ษาการนา BEMS มาใชง้ าน

อาคารที่ทาการ การไฟฟ้านครหลวงซง่ึ ตอ่ เชื่อม ณ อาคารทท่ี าการ กฟน. เขตราษฎรบ์ รู ณะ โดยศึกษาการทาโมเดล

กับระบบสมารท์ กริด ตน้ แบบควบคุมเคร่อื งปรับอากาศดว้ ยโปรโตคอล OpenADR

โดยเปน็ การบูรณาการ กับโครงการ Smart District Phase I ที่ได้

ดาเนนิ การตดิ ต้งั เรียบร้อยแลว้

- ปจั จุบันเสรจ็ สิ้นโครงการ โดยทปี่ รึกษา (สวทช.) ไดท้ าการพฒั นา

อปุ กรณ์ Gateway ที่รองรับมาตรการ Demand Response

ตามโปรโตคอล OpenADR 2.0b และทาการทดสอบ Demand

Response โดยการควบคมุ อุณหภมู ขิ องเครอ่ื งปรบั อากาศ

แบบรวมศูนย์ 5 เคร่อื ง แลว้ เสร็จในไตรมาสท่ี 3 ของปี 2562

- กฟน. อย่รู ะหวา่ งการพิจารณาความเปน็ ไปได้ในการขยายไปยงั

อาคารอน่ื ๆ ไดแ้ ก่ การไฟฟ้านครหลวงเขตคลองเตย การไฟฟ้านคร

หลวงเขตยานนาวา และการไฟฟ้านครหลวงเขตบางขนุ เทยี น เปน็ ตน้

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 77

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนินงาน

MEA-02 โครงการนารอ่ งการตอบสนองดา้ นโหลด - กฟน. ลงนามสัญญากับผรู้ ับจา้ งแลว้ เม่อื วนั ที่ 13 ธนั วาคม 2562
PEA-01 และกลไกราคาในพ้ืนท่ี กทม. และปริมณฑล โดยได้ดาเนนิ การทดสอบ Factory Acceptance Test และย้าย
Hardware/Server มาที่ กฟน. แลว้ ปจั จบุ ันอย่รู ะหว่างออกแบบ
ระบบ Software LAMS โดยคาดวา่ จะไดร้ ับระบบ Demand
Response ภายในปี 2565

- ท้งั นี้ กระบวนงานของระบบ Load Aggregator Management
System (LAMS) ประกอบดว้ ย

การสมคั ร/ยกเลกิ การเข้าร่วมโครงการ
การแจ้งเตอื นการเข้ารว่ มโครงการ
การดาเนนิ การ DR 4 มาตรการ (CPP, IR, EDRP, CPP, DLC )
การส่งรายงานผลการดาเนนิ การให้ DRCC
การคดิ คา่ ชดเชย/ค่าปรบั กฟน. และ กฟผ.

โครงการพัฒนาโครงข่ายไฟฟา้ อจั ฉริยะ ระยะที่ - กฟภ. อยูร่ ะหวา่ งขออนุมตั กิ รอบวงเงนิ ตามแผนปฏิบตั กิ าร

1 (ส่วนของ DR) ด้านระบบไฟฟา้ การไฟฟา้ สว่ นภมู ภิ าค พ.ศ. 2561-2580

PEA-01-1 โครงการนารอ่ งระบบการบริหารจดั การการ - กฟภ. ไดร้ ับคดั เลือกจาก กกพ. ให้โครงการนารอ่ งระบบบริหาร
PEA-01-2 ตอบสนองด้านความต้องการไฟฟา้ และระบบ จดั การการตอบสนองด้านความตอ้ งการไฟฟ้าและระบบบริหาร
บรหิ ารจดั การพลงั งานแบบอตั โนมตั ิ จดั การพลังงานแบบอัตโนมัติ (Automated Demand Response)
(Automated Demand Response) เขา้ ร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมทีน่ าเทคโนโลยีมาสนบั สนุนการ
ให้บริการดา้ นพลงั งาน (ERC Sandbox)
โครงการศกึ ษาแนวทางการดาเนนิ ธรุ กจิ ผู้ - กฟภ. ดาเนินการแล้วเสรจ็ เมือ่ เดือนกรกฎาคม 2564 โดยมี
รวบรวมโหลดและจดั สรรโหลด การติดตัง้ ระบบบรหิ ารจัดการพลงั งาน และการทดสอบการ
(Load Aggregator) เช่ือมโยงระหวา่ ง DRCC และ Load Aggregator Management
System

- กฟภ. ไดด้ าเนินการศึกษาเพ่ือสรา้ งรปู แบบธุรกิจของ กฟภ.
ในการดาเนนิ ธุรกจิ Load Aggregator แล้วเสร็จ เม่อื วันท่ี 22
มถิ ุนายน 2563

PEA-04 โครงการพัฒนาโครงข่ายไฟฟา้ อัจฉริยะ - งานกลมุ่ ท่ี 1 ตดิ ตงั้ Smart Meter ไปแล้วจานวน 109,506
(Smart Grid) ในพน้ื ท่ีเมืองพัทยา จ.ชลบุรี เครอื่ ง และจะดาเนนิ การตดิ ต้ังครบจานวน 116,308 เครื่อง โดยมี
การขยายระยะเวลาดาเนนิ งานเนอ่ื งจากผลกระทบจากสถานการณ์
การ
แพร่ระบาดของไวรสั COVID-19
- งานกลุ่มที่ 2 ได้ดาเนินการตดิ ต้งั และทดสอบระบบสถานไี ฟฟา้
อตั โนมัตติ าม IEC61850 และระบบ Non Operation Data

PEA-05 โครงการตดิ ต้ังระบบมเิ ตอร์อจั ฉรยิ ะ (AMI) - ครม. มมี ติเหน็ ชอบโครงการฯ เมอ่ื วนั ที่ 5 กุมภาพันธ์ 2562
สาหรับผ้ใู ชไ้ ฟฟ้ารายใหญ่ ปจั จุบันอยรู่ ะหวา่ งประชาพิจารณ์

78 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนินงาน

ERC-02 การพัฒนาปรบั ปรุงกฎระเบยี บสาหรับ - ปี 2559 สานักงาน กกพ. รว่ มกบั มหาวิทยาลยั เชยี งใหม่
การตอบสนองดา้ นโหลดและการจัดการ ไดท้ าการศกึ ษาโครงการพฒั นา DR ของประเทศไทย
พลังงานบนสมารท์ กริด - สานักงาน กกพ. ไดด้ าเนนิ โครงการ ERC Sandbox โดยมีโครงการ
ทเ่ี ก่ียวข้อง คอื โครงการระบบบรหิ ารจัดการการตอบสนองด้าน
ความต้องการไฟฟ้า และระบบบรหิ ารจดั การพลังงานแบบอตั โนมตั ิ
(Automated Demand Response) ดาเนนิ การโดย กฟภ.
- สนพ. ได้รับเงนิ กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ไดด้ าเนนิ
โครงการเตรยี มความพร้อมเพ่อื นาร่องการพฒั นาธุรกจิ การตอบสนอง
ด้านโหลดแลว้ เสรจ็ ในเดอื นตลุ าคม 2564

เสาหลักท่ี 2 ระบบพยากรณก์ ารผลติ ไฟฟา้ จากพลงั งานหมนุ เวียน

มคี วามคืบหนา้ การดาเนินงาน ดงั น้ี

รหัสอา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนินงาน

EGAT-02, โครงการศกึ ษาการพยากรณ์ - กฟผ. ไดพ้ ัฒนาแบบจาลองพยากรณก์ ารผลิตไฟฟา้ ของโรงไฟฟ้า
EGAT-03 การผลติ ไฟฟา้ จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมนุ เวียน พลงั งานหมนุ เวยี น (แสงอาทติ ยแ์ ละลม) ประเภท SPP ครบทุกแหง่
แล้ว (จานวน 29 โรงไฟฟ้า) รวมถงึ ได้ดาเนินการวเิ คราะหข์ ้อมูล
ทางสถติ ขิ องค่าพยากรณ์ และศึกษานาร่องการพยากรณ์ข้อมลู
อากาศ สาหรับใชใ้ นการพยากรณก์ ารผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟา้
พลังงานหมนุ เวียน นอกจากน้ี ยังไดจ้ ดั ทา Web Application
เพอ่ื ใหผ้ ใู้ ช้งานระบบ RE Forecast สามารถใช้งานได้อย่างสะดวก
- กฟผ. ไดด้ าเนนิ การจดั ตัง้ ศนู ยส์ ่งั การการดาเนนิ การตอบสนอง
ดา้ นโหลดแล้วเสรจ็ เม่อื เดอื นธนั วาคม 2564 โดยได้ดาเนินการ ไดแ้ ก่
(1) รว่ มกบั การไฟฟ้าฝา่ ยจาหนา่ ยกาหนดรูปแบบการเช่ือมโยง
ระหว่าง DRCC และ LA ทีเ่ หมาะสมสาหรับการดาเนนิ การ
มาตรการ DR
(2) ได้ติดตงั้ ระบบฮารด์ แวรแ์ ละซอฟต์แวร์ของ DRCC แลว้
(3) กฟผ. ได้ร่วมกบั การไฟฟ้าฝา่ ยจาหน่าย ทดสอบการเชอ่ื มโยง
เบ้อื งต้นสาหรับ DR แลว้
- ในระยะตอ่ ไปจะดาเนินการได้แก่
(1) การทดสอบ Operation Test ตามมาตรการ DR
ซึง่ เปน็ ไปตามขั้นตอนที่ได้กาหนดไว้ตาม Use Case
(2) การวิเคราะหผ์ ลการดาเนินงาน และ
(3) เตรยี มความพร้อมส่กู ารใช้งานในโครงการนารอ่ ง

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 79

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กิจกรรม สถานะการดาเนินงาน

ERC-03 - ดาเนินการเสร็จสน้ิ แล้ว โดยไดร้ ายงานต่อท่ปี ระชุมอนกุ รรมการฯ
ครง้ั ที่ 1/2562 (คร้งั ที่ 9) วนั ที่ 14 พฤษภาคม 2562 โดยมขี อ้ สรปุ
ดงั นี้

ได้ดาเนินการสอดคล้องกับผลการศึกษาแลว้

เสาหลกั ที่ 3 ระบบโครงขา่ ยไฟฟ้าขนาดเลก็ และระบบกักเก็บพลงั งาน

มีความคบื หน้าการดาเนนิ งาน ดงั นี้

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนินงาน

EPPO-05 โครงการพัฒนารปู แบบธรุ กจิ ระบบไมโครกรดิ - สนพ. ไดด้ าเนินการศกึ ษาแลว้ เสรจ็ เม่ือเดอื นกุมภาพนั ธ์ 2562
พร้อมศกึ ษาความเป็นไปไดใ้ นการรว่ มทุน
ภาครัฐ/ภาคเอกชน

EGAT-04 โครงการตดิ ตั้งระบบกกั เก็บพลังงานในระบบ - การติดตงั้ ระบบกกั เกบ็ พลงั งานที่อาเภอบาเหน็จณรงค์ ดาเนนิ การ
EGAT-05 โครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. แลว้ เสรจ็ ในปี 2564 สาหรับอาเภอชัยบาดาลคาดว่าจะแลว้ เสร็จ
ในเดอื น มนี าคม 2565
โครงการพฒั นาโครงการนารอ่ งสมาร์ทกรดิ ที่
จงั หวดั แมฮ่ ่องสอน - กฟผ. ได้ปรับแผนและระยะเวลาดาเนินโครงการ เปน็ ระหวา่ ง
พ.ศ. 2562–2565 (4 ปี)
- ปจั จุบนั อยรู่ ะหว่างลงพืน้ ทเ่ี พือ่ สรา้ งความรคู้ วามเขา้ ใจใหแ้ ก่
ประชาชนในพื้นท่ี และคาดวา่ โครงการแลว้ เสรจ็ ภายใน
เดอื นธนั วาคม 2565
- ผลการดาเนนิ งานและความกา้ วหนา้ ของโครงการฯ แบง่ ออกเปน็ 4 ดา้ น
ดงั นี้
งานดา้ น Smart Energy ประกอบด้วย โรงไฟฟา้ เซลล์
แสงอาทติ ย์ ขนาด 3 เมกะวตั ต์ และระบบกกั เก็บพลังงานดว้ ย
แบตเตอร่ี (Battery Energy Storage System (BESS)) ขนาด
4 เมกะวตั ต์ สามารถจา่ ยพลังงานไฟฟา้ ตามพิกดั ได้นาน 15 นาที

o จดั ซอื้ ทดี่ นิ เพอ่ื กอ่ สรา้ งโครงการฯ จานวน 40 ไร่ 1 งาน
9 ตารางวา ดาเนนิ การปรบั พื้นที่และจดั ทารว้ั แล้วเสรจ็

o จดั ซอื้ จดั จ้างโรงไฟฟา้ เซลลแ์ สงอาทติ ย์ และ BESS
คร้ังที่ 2 อย่รู ะหวา่ งปรับปรงุ

80 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

รหัสอา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนนิ งาน

MEA-03 โครงการนารอ่ งระบบไมโครกรดิ ของ กฟน. งานดา้ น Smart System ประกอบดว้ ย ระบบบรหิ ารจดั
การพลังงาน เพือ่ ทาการเชือ่ มโยงระบบควบคมุ และส่ังการการ
ระหวา่ งโรงไฟฟ้าในพื้นทีโ่ ครงการและระบบจาหน่ายของการไฟฟา้
สว่ นภูมภิ าค รวมถงึ ระบบสอื่ สารท่เี กย่ี วข้อง

o สารวจหนา้ งานรว่ มกบั เขอื่ นแมส่ ะงาและการไฟฟา้ ส่วน
ภมู ภิ าค เพ่ือเตรยี มสถานท่ีในการตดิ ต้งั อุปกรณ์ควบคมุ ระบบบริหาร
จัดการพลังงาน
งานดา้ น Smart City ประกอบด้วย รถบสั ไฟฟ้าและสถานปี ระจุ
แบตเตอรี่ ระบบจดั การพลังงานในอาคารและระบบแสดงผลขอ้ มลู
พลังงานตอ่ สาธารณชน

o อยู่ระหวา่ งจัดเตรยี มเอกสารประกวดราคา มีแผนงานจะ
ขายเอกสารประกวดราคารถบสั ไฟฟา้ และระบบประจุแบตเตอรี่
พฤษภาคม 2564 แล้วเสรจ็ กรกฎาคม 2565 และมีแผนงาน
จะขายเอกสารประกวดราคาระบบจัดการพลงั งานในอาคารและ
ป้ายแสดงขอ้ มลู มกราคม 2564 แลว้ เสร็จ พฤศจกิ ายน 2565

o ทาการทดสอบรถบสั ไฟฟา้ ในพน้ื ที่จริง เพื่อเก็บขอ้ มูล
สาหรับใช้ระบุขอ้ กาหนดในเอกสารประกวดราคา

งานดา้ น Smart Learning ประกอบดว้ ย ศูนย์การเรียนรู้
o งานออกแบบอาคารและแล้วเสร็จ อยรู่ ะหวา่ งจดั เตรยี ม

เอกสารประกวดราคา มแี ผนงานจะขายเอกสารประกวดราคา
พฤษภาคม 2564 แล้วเสร็จ กมุ ภาพนั ธ์ 2565

o ร่วมประชมุ กบั ส่วนราชการและผนู้ าชมุ ชนเพอ่ื รับฟังความ
คิดเห็นและขอ้ เสนอแนะในการกาหนดรปู แบบของอาคารและภูมิ
สถาปตั ย์ของศนู ยเ์ รียนรู้ เพ่ือแสดงถงึ อัตลักษณข์ อง
จังหวัดแมฮ่ อ่ งสอน

- กฟน. ลงนามสัญญากับผู้ชนะการประกวดราคาเมอื่ วนั ที่ 9
พฤศจกิ ายน 2563 ท้ังน้ี ความคบื หนา้ ในการดาเนินงานมดี ังนี้

o ค่สู ัญญาฯ ไดด้ าเนนิ การสง่ แบบและเอกสารแบบงาน
ปรับปรงุ /ติดต้ังระบบไฟฟ้าพรอ้ มรายละเอยี ดอปุ กรณ์และประวัติ
วศิ วกรไฟฟา้ ควบคมุ งาน ให้ กฟน. พิจารณาเห็นชอบ เพอ่ื ยืนยนั ว่า
อุปกรณต์ ่าง ๆ ทจ่ี ดั หามาน้นั เป็นไปตามขอ้ กาหนดในสัญญา

o คู่สัญญาฯ ดาเนินการสารวจพนื้ ทส่ี าหรับงานปรบั ปรงุ
Solar PV และ Diesel Generator
- ประชุมตดิ ตามงานและพิจารณาแบบงานปรับปรงุ /ติดตั้งระบบ
ไฟฟา้ พรอ้ มรายละเอยี ดอุปกรณ์และพจิ ารณาประวตั วิ ศิ วกรไฟฟา้
ควบคุมงาน เมอ่ื วันท่ี 22 กมุ ภาพนั ธ์ 2564
- คาดว่าจะดาเนินโครงการแล้วเสรจ็ ภายในเดือนกุมภาพนั ธ์ 2565

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 81

รหัสอา้ งองิ โครงการ/กิจกรรม สถานะการดาเนินงาน

PEA-02

PEA-03-1
PEA-03-2
PEA-06

แผนอานวยการสนบั สนนุ การขบั เคลอ่ื น

มคี วามคบื หนา้ การดาเนนิ งาน ดังนี้

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนินงาน

EPPO-01 งบประมาณดาเนินการคณะอนุกรรมการ - สนพ. ได้ตดิ ตามโครงการสนบั สนุนการบรหิ ารแผนการขับเคล่ือน

ขับเคลอ่ื นฯ (เพื่อบรหิ ารและการจดั ทาแผนการ การดาเนนิ งานด้านสมารท์ กรดิ ของประเทศไทยในระยะสนั้

ขับเคล่อื นระยะปานกลาง) พ.ศ. 2561 และ 2562 แลว้ เสรจ็

- สนพ. ได้ดาเนนิ การติดตามการดาเนินงานด้านสมาร์ทกริดของปี

2563-2564 และการดาเนินโครงการพฒั นาแผนการขับเคลือ่ นการ

ดาเนนิ งานดา้ นสมาร์ทกริด ของประเทศไทย ระยะปานกลาง

พ.ศ. 2565-2574 (แผนการขบั เคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) แลว้ เสร็จ

เดือนตลุ าคม 2564

EPPO-02 การพฒั นาระบบรักษาความมั่นคงความ - สนพ. ไดด้ าเนินโครงการแลว้ เสรจ็ เดือนมกราคม 2564
EPPO-03 ปลอดภัยด้านไซเบอร์ (Cybersecurity)
EPPO-06 - สนพ. ได้ดาเนินโครงการแลว้ เสรจ็ เดือนกรกฎาคม 2563
การเตรียมความพรอ้ มสาหรับการดาเนนิ
โครงการนารอ่ งรว่ มทุนภาครฐั ภาคเอกชน - ปัจจุบัน สนพ. ได้ดาเนนิ โครงการจดั ทาแผนวจิ ยั การพฒั นางานวจิ ยั
เพ่อื เสรมิ สร้างศกั ยภาพการผลติ เทคโนโลยดี า้ นสมารท์ กรดิ ใน
วจิ ยั และพฒั นาเทคโนโลยสี มารท์ กรดิ ประเทศไทย โดยมีวัตถปุ ระสงค์ ดงั นี้
เพือ่ ทดแทนการนาเข้าจากตา่ งประเทศ
o เพ่ือจัดทาแผนการพฒั นางานวิจยั เพื่อเสรมิ สรา้ งศักยภาพ
การผลติ เทคโนโลยีด้านสมารท์ กรดิ ในประเทศไทย

82 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนินงาน

o เกดิ การวจิ ยั พฒั นาเทคโนโลยีทส่ี ามารถสรา้ งมลู คา่ ทาง
เศรษฐกิจ ท่ีเกดิ ขึน้ จากการส่งเสรมิ การวิจัยทป่ี ระเทศมศี กั ยภาพใน
การพงึ่ พาตนเองได้

o เกิดการพัฒนาบุคลากรด้านการวจิ ยั และพัฒนานวตั กรรม
เพอ่ื ป้อนเข้าสู่ตลาดแรงงานในประเทศ

o สามารถตอ่ ยอดใหเ้ กิดพัฒนาผู้ประกอบการดา้ นนวัตกรรม
และเทคโนโลยดี า้ นสมารท์ กรดิ ในประเทศในสดั สว่ นทีเ่ พมิ่ ขึ้นทัง้ นี้
ไดด้ าเนินการแลว้ เสรจ็ ในเดือนกนั ยายน 2564

EPPO-07 พัฒนาขดี ความสามารถด้านสมารท์ กรดิ ของ - ปจั จุบัน สนพ. ได้ดาเนินการพฒั นาขดี ความสามารถด้านสมาร์ท
EPPO-08 หน่วยงาน/บุคลากรในประเทศ กริดของหนว่ ยงาน/บุคลากรในประเทศ ในชว่ งปี 2563-2564 โดย
การจดั อบรม/สัมมนาให้ความรบู้ ุคลากรของหนว่ ยงานทเี่ ก่ียวข้อง
รวมถงึ ภาคเอกชนและประชาชนทสี่ นใจ ภายใต้โครงการพัฒนา
แผนการขบั เคลือ่ นฯ ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565-2574
- โดยในปี 2563 สนพ. ได้ดาเนนิ การจดั อบรม/สมั มนาใหค้ วามรู้
ด้านสมาร์ทกรดิ 3 หัวข้อ รวมจานวน 5 ครง้ั

o “รูปแบบธรุ กิจและการดาเนนิ การด้าน Microgrid และ
Prosumer” จานวน 2 ครง้ั

o “รปู แบบธรุ กจิ และการดาเนนิ การดา้ นระบบกกั เก็บ
พลงั งาน (ESS)” จานวน 2 ครงั้

o “กฎหมายดจิ ิทลั กับการพัฒนาและดาเนินการดา้ น
สมาร์ทกริด” จานวน 1 คร้ัง
- โดยในปี 2564 ได้มกี ารจัดอบรม/สมั มนาใหค้ วามร้ดู า้ นสมาร์ทกริด
อกี 7 หัวข้อ รวมจานวน 15 คร้งั

กิจกรรมสอ่ื สาร ทาความเข้าใจ และรบั ฟังความ - สนพ. ได้จัดสมั มนาให้ความรู้ ในหวั ขอ้ “สมารท์ กรดิ (Smart Grid)

คิดเห็นจากผมู้ สี ว่ นไดส้ ว่ นเสยี ในการดาเนนิ การ ระบบโครงข่ายไฟฟ้า เพ่อื เมืองอนาคต” ในชว่ งเดือนตลุ าคม 2562

ขบั เคลือ่ นด้านสมาร์ทกรดิ ถงึ เดือนมีนาคม 2563 จานวนทงั้ ส้นิ 10 คร้ัง ทงั้ ในเขตกรงุ เทพฯ

ปรมิ ณฑล และกระจายสู่ตา่ งจังหวดั โดยมรี ายละเอยี ด ดังนี้

ครง้ั ที่ 1 วนั ที่ 30 ตุลาคม 2562 ณ กรงุ เทพฯ

คร้ังท่ี 2 วนั ที่ 1 พฤศจิกายน 2562 ณ จังหวัดสมุทรปราการ

ครั้งที่ 3 วนั ที่ 5 พฤศจกิ ายน 2562 ณ จังหวัดชลบรุ ี

ครงั้ ที่ 4 วนั ท่ี 7 พฤศจกิ ายน 2562 ณ จงั หวดั เชยี งใหม่

ครั้งท่ี 5 วันท่ี 24 ธนั วาคม 2562 ณ จังหวดั ปทมุ ธานี

คร้งั ที่ 6 วนั ที่ 26 ธนั วาคม 2562 ณ จงั หวัดพระนครศรอี ยธุ ยา

ครั้งท่ี 7 วนั ท่ี 27 ธันวาคม 2562 ณ จงั หวดั ราชบรุ ี

ครง้ั ที่ 8 วันที่ 7 มกราคม 2563 ณ จงั หวดั ขอนแกน่

ครั้งท่ี 9 วนั ท่ี 4 มนี าคม 2563 ณ จงั หวดั ภูเก็ต

ครง้ั ท่ี 10 วนั ที่ 11 มนี าคม 2563 ณ จงั หวดั สรุ าษฎรธ์ านี

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 83

รหสั อา้ งองิ โครงการ/กจิ กรรม สถานะการดาเนนิ งาน

ERC-01 การศึกษาเพอ่ื การกาหนดมาตรฐานการเช่อื มต่อ - สานกั งาน กกพ. อยู่ระหวา่ งดาเนนิ การศึกษามาตรฐาน IEEE 1547
และการทางานร่วมกันได้ (Interoperability) แ ล ะ IEEE 2 0 3 0 (IEEE Standards for Distributed Energy

Resources Interconnection and Interoperability with the
Electricity Grid) เพื่อนามาประยุกต์ใช้กับระบบ Smart Grid ของ
ประเทศไทย

แผนการดาเนนิ งานดา้ นสมารท์ กรดิ ของหน่วยงานอน่ื ๆ

มคี วามคบื หนา้ การดาเนนิ งาน ดงั นี้

ลาดั เสาหลักท่ี 1 เสาหลักท่ี 2 เสาหลกั ที่ 3 แผน SMART
บท่ี อานวยการ CITY
หนว่ ยงาน/บรษิ ัท EMS DR RE MICROGRID ESS สนับสนนุ EV
Forecast 
 
หน่วยงานในคณะอนกุ รรมการ/คณะทางาน  
 
1 กรมพฒั นาพลงั งานทดแทนและอนุรักษ์  
 
พลังงาน   
2 กระทรวงดิจิทลั เพอ่ื เศรษฐกิจและสังคม   
3 สภาอุตสาหกรรมแหง่ ประเทศไทย 

หน่วยงานอนื่ ๆ 

1 ศนู ยเ์ ทคโนโลยีอิเล็กทรอนกิ สแ์ ละ

คอมพิวเตอร์แห่งชาติ   
 
2 การนคิ มอุตสาหกรรมแหง่ ประเทศไทย

3 บรษิ ัท ปตท. จากดั (มหาชน)

4 การไฟฟา้ สว่ นภูมิภาค PEA Hive 

5 สถาบันอาคารเขียวไทย

6 จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลยั 

7 มหาวิทยาลยั ธรรมศาสตร์

8 สถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกลา้ เจ้าคุณ

ทหารลาดกระบงั 
9 สถาบนั บณั ฑติ พัฒนบรหิ ารศาสตร์ 
10 มหาวิทยาลัยนเรศวร
11 มหาวิทยาลยั พะเยา 
12 มหาวิทยาลยั เชียงใหม่
13 จังหวัดขอนแกน่ 
14 บรษิ ทั พลงั งานบรสิ ุทธ์ิ จากัด (มหาชน)
15 บริษทั ปูนซีเมนต์ไทย จากัด (มหาชน)
16 บริษทั แอดวานซ์ อนิ โฟร์ เซอร์วิส

จากดั (มหาชน) 

17 บริษัท ทรู คอร์ปอเรช่ัน จากัด (มหาชน)

18 บรษิ ัท แสนสริ ิ จากัด (มหาชน) 
19 บรษิ ัท บางจาก คอรป์ อเรชั่น จากดั

(มหาชน)

84 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

รายงานผลการศกึ ษาการเตรยี มความพรอ้ มเพอ่ื นารอ่ งการพฒั นาธรุ กจิ การตอบสนองดา้ นโหลด

สนพ. ได้ดาเนินโครงการศึกษาการเตรียมความพร้อมเพ่ือนาร่องการพัฒนาธุรกิจการตอบสนองด้านโหลด เพื่อให้เกิด

การขับเคลื่อนการดาเนนิ งานดา้ นการตอบสนองด้านโหลด ภายใต้แผนการขบั เคลอ่ื นการดาเนนิ งานดา้ นสมาร์ทกริดของประเทศไทย

ในระยะสัน้ (พ.ศ. 2560–2564) ซ่ึงมีเป้าหมายท่ีจะดาเนินการพัฒนาธรุ กิจด้านการตอบสนองดา้ นโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ 350 MW

โดยมสี รปุ ผลการศกึ ษา ดงั น้ี

1. โปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลดทเ่ี หมาะสมสาหรบั บริบทของประเทศไทย
ผลศึกษาพบวา่ โปรแกรมทเ่ี ปน็ ไปได้ในเบื้องตน้ ที่สามารถดาเนนิ การได้แบบก่ึงอตั โนมัติ (Semi-auto) เพอื่ นามาเป็นโครงการ
นารอ่ งในเบ้อื งตน้ ตามแผนการขับเคล่อื นการดาเนินงานดา้ นสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสนั้ จานวน 350 MW ระยะปานกลาง
และระยะยาว ประกอบดว้ ย 3 โปรแกรม คอื Capacity Program, Energy Program และ Emergency Program ทง้ั น้ี สาหรบั โปรแกรม
การตอบสนองด้านโหลดในตลาดค้าปลีกนั้น ทุกโปรแกรมมีความเป็นไปได้ในการจัดทาท้ังหมด อาจมีเพียงโปรแกรมการควบคุมโหลด
โดยตรง (Direct Load Control) ที่ตอ้ งการความพร้อมดา้ นเทคโนโลยีความเป็นอัตโนมตั ิและโครงสร้างพื้นฐานซ่ึงต้องการงบประมาณ
ในการลงทนุ สาหรบั โปรแกรม Intraday Emergency Demand Response และ Intrahour Emergency Demand Response น้ัน
ณ ปัจจุบันท้ัง 3 การไฟฟ้ายังคงไม่พร้อมซ่ึงต้องการการเรียนรู้และการปรับตัว โดยอาจจะมีความพร้อมในระยะกลางและระยะยาว
มากกวา่

DR Programs

Reliability Economic

Months Day-ahead Day-of < 15 Minutes
Capacity
Wholesale Program PErnoegrragmy
Emergency Program

Intraday Emergency Intrahour Emergency
Program Program

InBcaesnetdive Direct Load Direct Load Direct Load Direct Load
Control Control Control Control

Interruptible InteTrraurpiftfible InteTrraurpiftfible
Tariff EDRP

Retail RTP RTP
PTR PTR
TimBeaosredPrice CPP CPP
TOU TOU

โปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลดในมุมของตลาดคา้ สง่ และค้าปลีกไฟฟา้
ท่เี ป็นไปไดส้ าหรับระบบไฟฟา้ ในประเทศไทย

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 85

2. โครงสรา้ งและรปู แบบการจดั หาแหลง่ ทรพั ยากรการตอบสนองดา้ นโหลด (DR Resource)
ในภาพรวมการออกแบบโครงสร้างธุรกิจการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response; DR) ของไทยท่ีอยู่บนโครงสร้าง
กิจการไฟฟ้าในรูปแบบปัจจบุ นั (Enhanced Single Buyer (ESB)) พบวา่ การพฒั นารปู แบบธุรกิจ DR สาหรบั ประเทศไทย ในระยะส้ัน
- ระยะปานกลาง (Short-Medium term) (1-5 ปี) ควรเป็นการผสมผสานระหว่าง Traditional Utilities Model กับรูปแบบ Load
Aggregator model หรืออาจเรียกว่า Hybrid Utilities and Load Aggregator Model โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
(กฟผ.) ซ่งึ ทาหนา้ ที่เป็นศนู ยค์ วบคมุ ระบบกาลงั ไฟฟ้า (System Operation) จะต้องทาให้เกดิ ความสมดุลของระบบไฟฟ้าโดยทาหน้าท่ี
เป็น Demand Response Operator (DRO) ซึ่งมีการไฟฟ้าฝ่ายจาหน่าย คือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ การไฟฟา้ สว่ นภมู ิภาค
(กฟภ.) ทาหนา้ ท่เี ปน็ Load aggregator และหากมภี าคเอกชนทสี่ นใจจะเขา้ มามีบทบาทในธุรกิจรปู แบบน้ีก็สามารถทาได้ในระยะต่อไป
ทัง้ น้ีเม่ือมีความพร้อมทางด้านกฎระเบียบต่างๆ ท่ีเกี่ยวข้องแล้วจะต้องมีกระบวนการคัดเลือก Load aggregator ท่ีมีความพร้อมท้ัง
ในด้านเทคนคิ และการเงนิ
สาหรับประเทศไทย ท่ีมีโครงสร้างแบบกากับดูแล (Regulated) และมีการวางแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(PDP) ท่ีมีการคานึงถึงความไม่แน่นอนที่เกิดขึ้นจากความต้องการไฟฟ้า และได้มีการจัดหากาลังผลิตไฟฟ้าสารองไว้เพ่ือรองรับ
ความไม่แนน่ อนท่อี าจจะเกดิ ขน้ึ นัน้ การจดั หา DR โดยศูนยค์ วบคมุ ระบบไฟฟา้ (NCC) หรอื ศูนยค์ วบคมุ การตอบสนองดา้ นโหลด (DRCC)
สามารถพจิ ารณาจดั หาแหลง่ ทรพั ยากรการตอบสนองด้านโหลด (DR Resource) เขา้ มาสนบั สนุนการผลติ ไฟฟา้ ไดโ้ ดยตรง และกาหนดให้
“DR Resource เป็นส่วนหนง่ึ ของ PDP” ได้ ท้งั นี้จะตอ้ งมคี า่ ใชจ้ า่ ยตา่ กว่าตน้ ทุนหนว่ ยสุดท้ายของการจัดหาไฟฟ้า โดยการกาหนดแนว
ทางการจัดหาแหลง่ ทรพั ยากรการตอบสนองดา้ นโหลด (DR Resource) สาหรับประเทศไทย ตอ้ งคานงึ ถงึ การออกแบบกลไกการแขง่ ขนั
และกลไกราคา ซึง่ เปน็ ปจั จัยสาคญั ท่ีจะทาใหเ้ กิดความม่นั ใจได้ว่าการพัฒนาธุรกิจ DR สามารถลดต้นทุนการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
ของประเทศในระยะยาวได้อย่างมีประสิทธิภาพ และสามารถรองรับพลังงานหมุนเวียนที่เข้ามาในระบบได้เพิ่มขึ้น ท้ังนี้แนวทาง
การจดั หา DR Resource ท่มี คี วามเหมาะสมกบั การพฒั นาตลาดเปน็ ระยะๆ ไว้ 3 รูปแบบ ได้แก่
2.1 การจดั ซอ้ื ความต้องการกาลงั ผลติ ไฟฟา้ (Capacity Demand Purchase)
2.2 การจัดประมูลความต้องการกาลังผลติ ไฟฟา้ (Capacity Demand Auction)
2.3 การจดั ทาตลาดซือ้ ขายกาลงั ผลิตไฟฟ้า (Capacity Market)

โครงสรา้ งและรูปแบบการจดั หา DR Resource สาหรบั โครงการนารอ่ ง DR

86 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

3. การออกแบบโปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลด (DR Program) ในระยะนารอ่ งและระยะส้ัน
สนพ. ได้ดาเนินการออกแบบโปรแกรม DR ที่มีความเหมาะสมและเป็นไปได้ในปัจจุบันท่ีสามารถดาเนินการได้แบบ

ก่ึงอัตโนมัติ (Semi-auto DR) ตามแผนการขับเคลื่อนการดาเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560-2564
โดยสามารถแบ่งโปรแกรม DR ออกเปน็ 2 ส่วน ไดแ้ ก่

3.1 โปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR)
โปรแกรมท่ีมีความเหมาะสมและเป็นไปได้ในปัจจุบัน คือ Peak Capacity Demand Response Program ซ่ึงเป็น

โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดประเภทแบบล่วงหน้า 1 วัน (Day-ahead DR Program) มีเป้าหมายเพื่อให้เกิดความเช่ือถือได้และ
ความคุม้ ค่าทางเศรษฐศาสตร์ในการจัดสรรทรัพยากรสาหรับการผลิตไฟฟ้า สาหรับโปรแกรมอ่ืน ๆ ท่ีมีศักยภาพในการขยายผลต่อไป
ในอนาคต คือ โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดด้าน Emergency Program แบบ Intraday และ Intrahour ซึ่งมีเป้าหมายเพื่อให้
เกดิ ความมัน่ คงของระบบไฟฟ้าและต้องการความรวดเร็วในการตอบสนองด้านโหลดและการเรียนรู้ต่างๆท้ังในส่วนของการไฟฟ้าและ
ผู้เขา้ รว่ มโครงการการตอบสนองด้านโหลด

ดังนัน้ สาหรบั โครงการนาร่อง DR จะเร่ิมดาเนินการโปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm คือ “โปรแกรม Peak
Capacity Demand Response” เพอื่ ทดแทนการก่อสร้างกาลังผลิตไฟฟ้าสารอง และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการ
ไฟฟ้าสูงสุด ซึ่งมีโอกาสการถูกเรียกใช้งานสม่าเสมอระหว่าง กฟผ. ในฐานะศูนย์ สั่งการ DRCC กับ กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ
ท่เี ปน็ ผรู้ วบรวมโหลด (LA) โดยกาหนดเปา้ หมาย 50 MW สาหรบั โครงการนาร่อง DR

รายละเอยี ด Peak Capacity Demand Response Program

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 87

3.2 โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลกี (Retail DR)
สาหรบั โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR Programs) จะทาการออกแบบโดยให้มีความ

สอดคล้องกับโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR Program) ซึ่งเรยี กวา่ “Capacity Programs” โดย
โปรแกรมดงั กลา่ วเปน็ การเรยี กใชง้ านรว่ มกนั ระหวา่ ง ผรู้ วบรวมโหลด (กฟน. และ กฟภ.) และผู้เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) แบ่ง
ออกเป็น 2 โปรแกรมย่อยตามช่วงเวลา ได้แก่ (1) โปรแกรมช่วงบ่าย (Afternoon) ที่มีการเรียกใช้งานระหว่างเวลา 13.30-16.30 น.
และ (2) โปรแกรมช่วงหวั ค่า (Evening) มกี ารเรยี กใชง้ านระหวา่ งเวลา 19.30-22.30 น. ทงั้ น้ี ผู้เขา้ ร่วมโปรแกรมสามารถเลือกที่จะเข้า
ร่วมหน่ึงในสองโปรแกรมดังกล่าวได้ โดยจะมีการประเมินผลตอบแทน หรือ ค่าปรับสาหรับผู้เข้าร่วมโครงการอ้างอิงจาก Customer
Baseline (CBL) ท่ีมีการคานวณค่าการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง โดยมีแนวทางการดาเนินงานการตอบสนองด้านโหลดของ
ประเทศไทยในช่วงนารอ่ งและระยะถดั ไปสามารถสรปุ ได้ ดังน้ี

4. การจ่ายผลตอบแทนการตอบสนองดา้ นโหลด (DR) และบทปรับ/ลงโทษ (Penalty)
แนวคิดการดาเนินธรุ กจิ การตอบสนองดา้ นโหลด มวี ตั ถุประสงค์เพ่ือลดการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ณ ช่วงเวลาท่ีมีความต้องการ
ไฟฟ้าสูง (Peak Time) ในอนาคต โดยใช้เทคนิคการตอบสนองด้านโหลดเข้ามาช่วยบริหารจัดการโหลดให้มีประสิทธิภาพสูงสุด
ซง่ึ สามารถเทียบเคียงกับรปู แบบการรบั ซ้อื ไฟฟ้าจากเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) ณ ปจั จบุ ัน ดงั น้ี
4.1 รปู แบบการจา่ ยผลตอบแทน DR

4.1.1 คา่ ความพรอ้ มในการลดการใชไ้ ฟฟา้ (AP) คอื คา่ ตอบแทนแบบคงที่ (Fixed) (หนว่ ย: บาท/kW/เดอื น) ประเมิน
จากการนา DR ไปทดแทนการกอ่ สรา้ งโรงไฟฟา้

4.1.2 คา่ พลงั งานไฟฟา้ ทล่ี ดได้ (EP) คือ คา่ ตอบแทนตามหนว่ ยไฟฟา้ ทล่ี ดการใชไ้ ฟฟา้ จรงิ (หนว่ ย: บาท/kWh) แปรผัน
ตามตน้ ทนุ ตอ่ หนว่ ยของโรงไฟฟา้ ทถ่ี กู ทดแทนดว้ ยโปรแกรม DR

4.2 หลกั การประเมินผลตอบแทนการตอบสนองดา้ นโหลด
4.2.1 การประเมินหาผลตอบแทนค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟา้ (AP)
แนวทางการประเมินหาผลตอบแทนค่า AP ตามสถานการณ์ของประเทศไทยในปัจจุบันที่มีกาลังผลิตไฟฟ้า

สารองสูงในช่วงปี 2565-2570 นั้น สามารถพจิ ารณาจากมลู ค่าการลงทนุ โรงไฟฟ้าท่ีจะก่อสร้างใหม่ท่ีเกิดข้ึนหลังปี 2570 แปลงกลับมา
เป็นเงนิ ปัจจุบันเพอื่ เป็นค่าชดเชยให้กบั โปรแกรมการ DR ทจี่ ะเกดิ ขน้ึ ในปี 2565 เป็นต้นไป ตามกรอบระยะเวลาของโปรแกรมท่ีกาหนด

88 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

กรอบแนวคิดการประเมนิ ผลตอบแทนการตอบสนองดา้ นโหลด
โดยใชห้ ลกั การทดแทนโรงไฟฟ้าและตน้ ทนุ ทีห่ ลีกเลีย่ งได้ (Avoided Cost)

4.2.2 การประเมินหาผลตอบแทนคา่ พลังงานไฟฟ้าทล่ี ดได้ (EP)
การประเมนิ ผลตอบแทน EP จะพจิ ารณาจากราคาคา่ เชอ้ื เพลงิ (Fuel Price) และประสทิ ธภิ าพของการผลติ ไฟฟา้

(Heat Rate) สรปุ ไดด้ งั สมการ

โดย Fuel Price = คา่ เชื้อเพลิงในการผลติ ไฟฟา้ ทโี่ ปรแกรม DR ไปทดแทน (Baht/BTU)
Heat Rate = คา่ ประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟา้ ทโี่ ปรแกรม DR ไปทดแทน (BTU/kWh)

ท้ังนี้ หากพจิ ารณาจานวนชั่วโมงสงู สุดของ Peak Capacity Demand Response Program พบว่า DRCC สามารถ
เรียกใชง้ านสูงสุดไปยงั LA ไม่เกนิ 216 ช่ัวโมง สาหรับแนวทางการเรียกใช้งาน Peak Capacity Demand Response Program เพ่ือ
วัตถปุ ระสงค์ 2 กรณี คือ เพอื่ ความเชื่อถอื ได้ (Reliability) กรณดี ังกล่าว ทาง DRCC ต้องรบั ซื้อการตอบสนองดา้ นโหลดประมาณ 150
ชั่วโมงและเพื่อทางเศรษฐศาสตร์ เพื่อไปทดแทนการเดินโรงไฟฟ้าในช่วงเวลาต่างๆ ตามต้นทุน (Merit Order) โดยสามารถสรุป
ค่าใช้จา่ ยคาดวา่ จะเกดิ ข้นึ ของ Peak Capacity Demand Response Program ดังนี้

สรปุ ค่าใชจ้ ่ายทค่ี าดวา่ จะเกดิ ข้นึ ของ Peak Capacity Demand Response Program

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 89

5. การออกแบบโปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลด (DR Program) ในระยะกลาง
โปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลดที่ทางทีป่ รกึ ษาฯ คดิ ว่ามีความเป็นไปได้และเหมาะสมและสามารถทาได้ในระยะกลาง คือ
“โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดแบบฉุกเฉินภายในวัน (Intraday Emergency Demand Response Program)” และ
โปรแกรมในระยะยาว คือ “โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดแบบฉุกเฉินภายในช่ัวโมง (Intrahour Emergency Demand
Response Program)” ซง่ึ ทงั้ สองโปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลดประเภทความเชอื่ ถอื (Reliability) ซึ่งมเี ปา้ หมายเพื่อเสริมความ
มั่นคงและเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า การนาโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดแบบฉุกเฉินสามารถงดการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภท
โรงไฟฟ้าพลังงานความรอ้ นรว่ ม (Combined Cycle) หรอื โรงไฟฟา้ ประเภทกงั หนั แกส๊ (Gas Turbine) ท่ีนามาใช้เป็นโรงไฟฟ้าสารอง
เพอ่ื รองรับสถานการณฉ์ กุ เฉนิ ในระบบไฟฟา้ ได้ แตโ่ ดยท่ัวไปแลว้ โรงไฟฟ้ากังหันแก๊สมีความเหมาะสมมากกว่า เน่ืองจากความรวดเร็ว
ในการเร่ิมเดินเครื่องจนกระทั่งขนานเคร่ือง ดังน้ัน โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดแบบฉุกเฉินจึงมีความคล้ายกับ Peak Capacity
Demand Response Program ที่นามาใช้ในการตัดโหลดสูงสุดซ่ึงสามารถนามาใช้เทียบเคียงกับโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม
(Combined Cycle) หรอื โรงไฟฟ้าประเภทกังหันแก๊ส (Gas Turbine) ก็ได้ (สาหรับการประเมินค่าชดเชย เราใช้โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส
ในการเทียบเคยี ง) ดงั นัน้ หากเราจะนาหลกั การประเมินคา่ ชดเชยโดยใช้หลกั การต้นทุนท่ีหลกี เลี่ยงได้ (Avoided Cost) โปรแกรม Peak
Capacity กับ Emergygency จึงมีค่าเท่ากัน อย่างไรก็ตาม รายละเอียดของโปรแกรมน้ันจะแตกต่างกัน โดยเฉพาะย่ิงใน 2 ประเด็น
คอื “ระยะเวลาในการแจ้งเตอื นลว่ งหน้า (Notification Time) และ จานวนครง้ั ในการเรียก (Frequency of Call)”

6. การออกแบบโปรแกรมการตอบสนองดา้ นโหลด (DR Program) ในระยะยาว
สาหรับโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระยะยาวนั้น โปรแกรมทีม่ ีความเหมาะสม คอื โปรแกรมบริการเสริมความม่ันคง
ของระบบ (Ancillary Services) ที่ต้องการความเร็วในการตอบสนองอย่างรวดเร็ว การบริการเสริมความม่ันคงในระบบไฟฟ้า
ประกอบด้วยหลายลักษณะ ดังนั้นสาหรับโปรแกรมในฝ่ังค้าปลีกท่ีมีความสอดคล้องกัน คือ โปรแกรมการควบคุมโหลดแบบโดยตรง
(Direct Load Control: DLC) ที่มีความรวดเร็วในเรียกใช้งาน ดังน้ันโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดท่ีเหมาะสมในระยะยาว
คอื “Intrahour Emergency Demand Response”

7. ผลการพฒั นาแนวทางการดาเนนิ งานทเี่ กย่ี วขอ้ งกบั การกากบั ดแู ลธรุ กจิ การตอบสนองดา้ นโหลด
มีวัตถปุ ระสงค์เพ่ือให้ผลการศกึ ษาของการเสนอแนะแนวทาง สามารถนาไปปฏิบตั ใิ หเ้ กดิ การใชง้ านที่เป็นรปู ธรรมไดจ้ ริง จงึ ได้
แบง่ ขอบเขตการดาเนินงานออกเป็น 3 ระดับ ประกอบด้วย

7.1 ระดบั ฟังก์ชันหนา้ ท่สี าหรบั ผคู้ วบคุมระบบไฟฟา้ (Power Flow Control)
ในการเพมิ่ รปู แบบการส่งั การดา้ นการตอบสนองด้านโหลดร่วมกับระบบผลิตกาลังไฟฟ้าจะต้อง “พิจารณาถึงนโยบายด้าน
ต้นทุนการผลิตต่อหน่วยของมาตรการการตอบสนองด้านโหลดท่ีต่ากว่าต้นทุนการเดินเครื่องระบบผลิตกาลังไฟฟ้า ณ ปัจจุบัน”
เม่ือพิจารณาถึงต้นทุนการผลิตที่ต่ากว่าแล้ว ทางศูนย์ควบคุมฯ จะสามารถจัดลาดับการดาเนินการ โดยให้ความสาคัญของการ
ดาเนินการดา้ นการตอบสนองด้านโหลด (Merit Order) เปน็ ลาดบั แรกๆ ของการสั่งการระบบฯ โดยในอนาคตควรมีการบรรจุเป้าหมาย
ท่ีชัดเจนลงในแผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan: PDP) เพ่ือให้เกิดการดาเนินการท่ีเป็น
รูปธรรม และกาหนดเป้าหมายที่ชัดเจนในการส่งเสริมธุรกิจการตอบสนองด้านโหลดต่อไป โดยในอนาคตทางศูนย์ควบคุมฯ (NCC)
ต้องมีการนาแนวทางการตอบสนองด้านโหลดที่ถูกบรรจุอยู่ในแผน PDP มาใช้ในการบริหารสั่งการ (Must Take) ระบบไฟฟ้าฯ
ของประเทศไทยต่อไป
7.2 ระดับการพัฒนาแนวทางการกากับดูแลการจ่ายผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดที่เหมาะสม ( Financial
Transaction Flow)
การกาหนดระดับผลตอบแทน จะมีความสัมพันธ์โดยตรงกับสัดส่วนความสามารถในการปรับลดพลังงานไฟฟ้าจริง หรือ
ค่า Performance Rate ท่ีเกิดจากการคานวณปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดลงจริง (Actual Load Reduction) เทียบเคียงกับค่า
พลงั งานไฟฟ้าเป้าหมายทีเ่ รยี ก (Contract Reduction) โดยจานวนพลงั งานไฟฟ้าท่ีลดลงจริงจะเกิดจากการคานวณผลต่างระหว่างค่า
การใชไ้ ฟฟ้าในวันที่ดาเนนิ มาตรการ และคา่ พลังงานฐาน (CBL) ของผู้เขา้ ร่วมมาตรการ

90 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

7.3 ระดับการศึกษากฎระเบียบ หลักเกณฑ์ รวมถึงข้อกาหนดที่เก่ียวข้อง ( Policy & Regulatory Protocols)
ในการกากบั ดแู ลผรู้ วบรวมโหลด

เนื่องจากการทา Demand Response (“DR”) ยังถือเป็นกิจกรรมที่ค่อนข้างใหม่ และมีประเด็นทางกฎหมาย
ที่จาเป็นต้องพิจารณาภายใต้บริบทกฎหมายด้านพลังงานในประเทศไทย แนวทางใน การตีความการทา DR ตามกฎหมาย ภายใต้
อานาจในการตีความกฎหมายสามารถที่จะตีความในประเด็นการทา DR เป็นการประกอบกิจการพลังงานหรือไม่ โดยแบ่งเป็น
2 แนวทาง คอื

1) การทา DR ไม่ถือเป็นการประกอบกิจการพลังงาน โดยเป็น “กิจกรรม” หรือมาตรการที่ส่งเสริมให้ผู้ใช้ไฟฟ้าลด
การใช้ไฟฟา้ ลงเท่านน้ั

2) การทา DR ถอื เปน็ การซอื้ ขายภาวการณไ์ ม่ใชไ้ ฟฟา้ หรอื มลี กั ษณะเปน็ “การจาหน่ายไฟฟ้า” ในลักษณะใดลกั ษณะ
หนึง่ ยอ่ มทาให้ กกพ. มหี นา้ ทโ่ี ดยตรงทจ่ี ะตอ้ งกากบั ดแู ลการทา DR เสมอื นการประกอบกิจการไฟฟ้าอ่ืนโดยท่ัวไป

รายงานผลการศกึ ษาโครงการสารวจและปรบั ปรงุ การพยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟา้ ในระยะยาวเพอ่ื ใหร้ องรบั
ความตอ้ งการไฟฟา้ ทเ่ี กดิ ขน้ึ จาก Disruptive Technology

สนพ. ไดด้ าเนนิ โครงการสารวจและปรับปรงุ การพยากรณ์ความต้องการไฟฟา้ ในระยะยาวเพื่อใหร้ องรับความต้องการไฟฟ้า
ท่ีเกิดขึ้นจาก Disruptive Technology เพอ่ื พัฒนาและปรบั ปรุงแบบจาลองและค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เนื่องจากปัจจุบัน
มีสดั ส่วนการเตบิ โตของผผู้ ลติ ไฟฟา้ นอกระบบหรอื ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนท่ีผลติ ไฟฟ้าเพอื่ ใช้เองโดยไม่ขายเข้าระบบของการไฟฟ้า หรือ
จาหน่ายไฟฟ้าให้ลูกค้าตรง (Independent Power Supply : IPS) ประกอบกับการเปล่ียนแปลงของเทคโนโลยีด้านพลังงาน
(Disruptive Technology) ที่ส่งผลกระทบต่อค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมถึงการความต้องการไฟฟ้าที่เปล่ียนแปลง
ไปตามนโยบายภาครัฐ เช่น นโยบายส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า (Electrical Vehicles : EV) รถไฟฟ้าความเร็วสูง (High Speed
Trains : HST) และแผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งปัจจัยต่างๆ ดังกล่าวจาเป็นต้องนามาปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
ให้มีความทนั สมยั และสามารถพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระดับประเทศได้อย่างครบถ้วนและถูกต้องใกล้เคียงกับสถานการณ์
ปัจจุบัน เพ่ือเป็นข้อมูลพ้ืนฐานสาคัญในการวางแผนการจัดหาไฟฟ้าหรือการกาหนดนโยบายด้านพลังงานของประเทศ
ได้อย่างเหมาะสมและมีประสทิ ธิภาพ

โครงการสารวจและปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวเพ่ือให้รองรับความต้องการไฟฟ้าท่ีเกิดข้ึน
จาก Disruptive Technology มวี ตั ถุประสงค์เพือ่ ศกึ ษาและวเิ คราะหข์ ้อมูลพ้ืนฐานทีม่ ีความสาคญั หรือปจั จบั ทเ่ี กย่ี วข้องในแบบจาลอง
การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวท่ีส่งผลต่อการเปลี่ยนแปลงการใช้ไฟฟ้าในระดับผู้ใช้ (End-Use) และความสัมพันธ์
ของตัวแปรหรือปัจจัยที่มีอิทธิพลต่อการใช้ไฟฟ้า การพัฒนาแบบจาลองและปรับปรุงข้อมูลหรือปัจจัยที่เก่ียวข้องในแบบจาลอง
การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวให้สามารถรองรับกับสถานการณ์ของประเทศไทยท้ังในปัจจุบันและอนาคต โดยพิจารณา
ครอบคลมุ ถงึ ความต้องการไฟฟ้าในระดับรายภาค รวมทั้งการจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวของประเทศทั้งในระบบ
และนอกระบบการไฟฟ้า

ท้ังน้ีการดาเนินโครงการได้มีการศึกษารวบรวมข้อมูลและวิธีการท่ีเกี่ยวข้องกับการจัดทาแบบจาลองที่ เหมาะสม
ในการพยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟา้ ระยะยาว ศกึ ษาและวเิ คราะห์ผลกระทบของ Disruptive Technology และ IPS ท่ีมีต่อค่าพยากรณ์
ความต้องการไฟฟ้าและระบบไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้ง พัฒนาและปรับปรุงแบบจาลองการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว
ให้สอดคล้องสถานการณ์ปัจจุบัน โดยจัดทาท้ังในลักษณะ End-Use Model และ Econometric Model และจัดทาค่าพยากรณ์
ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวของประเทศกรณีปกติ (Business as usual: BAU) กรณีฐาน (Base Case) และกรณีสมมติฐานเพิ่มเติม
(Scenario) โดยมรี ายละเอยี ดสรุปได้ ดงั นี้

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 91

1. การจดั ทาแบบจาลอง End-Use Model ของผู้ใชไ้ ฟฟา้ ประเภทบา้ นอย่อู าศยั

การจัดทาแบบจาลองของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย (End-Use Model) ได้มีการรวบรวมข้อมูลสาหรับนาไปปรับปรุง
ค่าสถิติต่างๆ ใน End-Use Model โดยมีการลงพ้ืนท่ีสารวจภาคสนามเพ่ือสารวจข้อมูลของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย
ให้ครอบคลมุ การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระดับรายภาค ซง่ึ แบ่งเป็น เขตการไฟฟ้านครหลวง (จังหวัดกรุงเทพมหานคร นนทบุรี
สมุทรปราการ) และเขตการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (แบ่งเป็นภาคเหนือ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคกลาง และภาคใต้) โดย
ทาการคัดเลือกจังหวัดท่ีเป็นตัวแทนภาค ภาคละ 2 จังหวัด โดยใช้หลักการเลือกตัวอย่างตามหลักสถิติ ท้ังน้ีข้อมูลท่ีได้จากการสารวจ
ที่นามาใช้ในการปรับปรุงแบบจาลอง เช่น ลักษณะที่อยู่อาศัย จานวนสมาชิกในครัวเรือน รายได้ของครัวเรือน จานวนและการใช้งาน
เครอื่ งใชไ้ ฟฟา้ ประเภทตา่ งๆ 31 รายการ (จานวน ขนาดกโิ ลวตั ต์ อายกุ ารใชง้ าน ระยะเวลาใชง้ าน) นอกจากนั้นได้มีการศึกษาและวิเคราะห์
ข้อมูลเพ่ิมเติมจากโครงการสารวจสภาวะเศรษฐกิจและสังคมของครัวเรือน (SES Survey) ของสานักงานสถิติแห่งชาติ และข้อมูล
โครงการฉลากประหยัดไฟฟ้าเบอร์ 5 ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพ่ือนาข้อมูลในการพัฒนาและปรับปรุง
แบบจาลอง End-Use Model สาหรับใช้ในการพยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟา้ ของผใู้ ช้ไฟฟา้ ประเภทบา้ นอยู่อาศยั

2. การจดั ทาแบบจาลองการพยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟ้าระยะยาว

การจัดทาแบบจาลองการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสาหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ นอกเหนือจากผู้ใช้ไฟฟ้า
ประเภทบ้านอยู่อาศัย ได้มีการศึกษาและรวบรวมข้อมูลตัวแปรที่ส่งผลกระทบต่อความต้องการไฟฟ้าโดยครอบคลุมการวิเคราะห์
ความต้องการไฟฟ้าในระดับรายภาค และจัดทาแบบจาลองด้วยตัวแบบพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าแบบเศรษฐมิติ (Econometric
Model) ซึ่งพัฒนาขึ้นจากข้อมูลในอดีตที่เป็นปัจจัยขับเคลื่อนความต้องการไฟฟ้า ท้ังน้ี ในส่วนของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทท่ี 4 (กิจการ
ขนาดใหญ่) ซ่ึงมีส่วนของธุรกิจและอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทท่ี 5 (กิจการเฉพาะอย่าง) ในส่วนของโรงแรม
ได้มีการพิจารณานาข้อมูลความต้องการพลังงานไฟฟ้าในอาคารควบคุมและโรงงานควบคุม จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและ
อนุรักษ์พลังงาน มาใช้ในปรับปรุงแบบจาลอง End-Use Model เพ่ิมเติมและนามาพิจารณาร่วมกับวิธีเศรษฐมิติ เพื่อใช้ในการจัดทา
คา่ พยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟ้าระยะยาวกรณปี กติ (Business as usual: BAU)

สาหรบั การจัดทาคา่ พยากรณค์ วามต้องการไฟฟา้ กรณีฐาน (Base Case) โครงการฯ ไดม้ ีการศกึ ษาและวิเคราะห์ความตอ้ งการ
ไฟฟ้าทเี่ ปลี่ยนแปลงไปจากโครงการหรือนโยบายของรฐั บาลที่มแี ผนชัดเจน ไดแ้ ก่ นโยบายส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ซึ่งมกี ารประเมิน
ความต้องการไฟฟ้าของ EV สอดคล้องกับเป้าหมาย EV ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการยานยนต์ไฟฟ้าแห่งชาติ และ
แผนพัฒนาระบบรถไฟฟ้าขนส่งมวลชนในประเทศ ซ่ึงได้มีการประเมินความต้องการไฟฟ้าของ (1) โครงการรถไฟฟ้าขนส่งมวลชน
ในกรุงเทพมหานคร และปริมณฑล (2) โครงการรถไฟฟ้าขนส่งมวลชนใน 7 เมืองหลัก และ (3) โครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง เพ่ือ
นามาจดั ทาค่าพยากรณ์ความตอ้ งการไฟฟ้ากรณีฐาน (Base Case)

สาหรับกรณีสมมติฐานเพ่ิมเติม (Scenario) ได้มีการจัดทาฉากทัศน์เพื่อวิเคราะห์ผลกระทบจากแผนอนุรักษ์พลังงาน
และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และมีการจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องารพลังงานไฟฟ้าเป็น 3 ฉากทัศน์ โดยมีการ
เปลีย่ นแปลงสัดสว่ นเป้าหมายของแผนอนรุ กั ษ์พลังงาน และสดั ส่วนการผลติ ไฟฟ้าจากพลงั งานแสงอาทติ ย์ ดังนี้ ฉากทัศน์ที่ 1 เป็นกรณี
บรรลุเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงานได้ 100% และมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ 6% ของค่าพยากรณ์ความต้องการ
ไฟฟ้าในปี 2580 ฉากทศั นท์ ี่ 2 เป็นกรณบี รรลเุ ปา้ หมายตามแผนอนุรักษพ์ ลงั งานได้ 70% และมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
15% ของคา่ พยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในปี 2580 ฉากทัศนท์ ี่ 3 เปน็ กรณีบรรลุ เป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 70% และมีการ
ผลิตไฟฟ้าจากพลงั งานแสงอาทิตย์ 20% ของค่าพยากรณค์ วามต้องการไฟฟ้าในปี 2580

โครงการฯ ได้มกี ารจดั ประชมุ หารือ และประชมุ กล่มุ ยอ่ ย ร่วมกับหน่วยงานทเี่ กี่ยวข้อง เพ่ือรวบรวมข้อมูลประกอบการจัดทา
ผลการศึกษาโครงการ รวมท้ังแลกเปล่ียนความคิดเห็นเกี่ยวกับการพัฒนาและปรับปรุงแบบจาลองการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
และการจัดทาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมถึงมีการประชุมคณะทางานกากับโครงการโดยมีผู้ทรงคุณวุฒิและหน่วยงาน
ที่เก่ียวข้องเข้าร่วมให้คาแนะนาในการดาเนินโครงการฯ นอกจากนั้นได้มีการจัดสัมมนานาเสนอผลการศึกษาและรับฟังความคิดเห็น
จากนักวิชาการ ผู้ทรงคุณวุฒิ หน่วยงานที่เก่ียวข้อง และผู้สนใจ เพื่อนาความคิดเห็นมาปรับปรุงผลการดาเนินโครงการ
ให้มคี วามเหมาะสมและเป็นทีย่ อมรบั มากยง่ิ ขึ้น โดยเปน็ การสมั มนาผ่านสือ่ อิเล็กทรอนิกส์ ในวันที่ 25 พฤศจิกายน 2564 ซึ่งมีผู้เข้ารว่ ม
การสมั มนารวมท้งั ส้ิน 582 ท่าน ทง้ั น้ี ผลการดาเนนิ โครงการฯ ทาใหไ้ ด้แบบจาลองการพยากรณค์ วามตอ้ งการไฟฟ้าระยะยาวที่ทันสมัย
น่าเช่ือถือ และเป็นที่ยอมรับ รวมถึงมีค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าท่ีจะนามาใช้เป็นแนวทางในการวางแผนและกาหนดนโยบาย
ดา้ นพลังงานของประเทศตอ่ ไป

92 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

การจดั ทารายงานสถานการณพ์ ลงั งานไฟฟา้ นอกระบบ

พลังงานไฟฟ้านอกระบบหมายถึงพลังงานไฟฟ้าที่ในส่วนนอกเหนือจากพลังงานไฟฟ้าในความดูแลของ 3 การไฟฟ้า เช่น
พลังงานไฟฟ้าที่ผู้ผลิตไฟฟ้าผลิตเองใช้เอง พลังงานไฟฟ้าในส่วนท่ีผู้ผลิตไฟฟ้าขายให้กับลูกค้าตรง /ไม่ได้จาหน่ายพลังงานไฟฟ้าให้กับ
3 การไฟฟ้า เป็นต้น โดยปัจจุบันสานักงานคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน (สานักงาน กกพ.) ได้มีการรวมรวมข้อมูลการผลิต
พลังงานไฟฟ้านอกระบบในส่วนของ Independent Power Supply (IPS) SPP Direct และ VSPP Direct ซ่ึงเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
ท่ีผลติ พลงั งานไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรอื จาหน่ายให้ลกู ค้าตรง โดยเป็นพลงั งานไฟฟ้าในส่วนที่ไม่ได้ขายเข้าระบบของการไฟฟ้า ท้ังนี้ ได้มีการ
รวมรวมขอ้ มูลดังกล่าวต้ังแต่ปี 2554 และสามารถรวบรวมข้อมูลดังกล่าวได้ครบท้ัง IPS SPP Direct และ VSPP Direct ปี 2561 และ
ได้จดั สง่ ขอ้ มลู ใหก้ บั สานกั งานนโยบายและแผนพลงั งาน (สนพ.) เปน็ รายเดอื น เพอ่ื ใชใ้ นการวางแผนด้านไฟฟ้าทเี่ ก่ียวขอ้ ง

ปัจจุบัน สนพ. ได้จัดทารายงานข้อมูลสถานการณ์การใช้และการผลิตพลังงานไฟฟ้านอกระบบ 3 การไฟฟ้า ในลักษณะ
dashboard โดยมีรายงานขอ้ มลู 3 dashboard ได้แก่

1. สถานการณ์การใชแ้ ละการผลติ พลังงานไฟฟ้านอกระบบ
2. การกระจายตัวของการผลิตพลังงานไฟฟา้ นอกระบบ
3. การผลติ พลังงานไฟฟ้านอกระบบในแตล่ ะจังหวดั
โดยมีรายละเอียด ดังนี้

1. สถานการณก์ ารใชแ้ ละการผลติ พลงั งานไฟฟา้ นอกระบบ 3 การไฟฟ้า

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 93

ปริมาณพลังงานไฟฟ้านอกระบบมกี ารเตบิ โตเพมิ่ ขนึ้ ทุกปี โดยในปี 2564 มปี ริมาณการใชไ้ ฟฟา้ นอกระบบ 37,308 ลา้ นหน่วย
คิดเป็นร้อยละ 19.66 เม่ือเปรียบเทียบกับปริมาณการใช้ไฟฟ้าในระบบ โดยเป็นปริมาณพลังงานไฟฟ้าจาก IPS ร้อยละ 27 ปริมาณ
พลังงานไฟฟ้าจาก SPP Direct ร้อยละ 61 และเป็นปริมาณพลังงานไฟฟ้าจาก VSPP Direct ร้อยละ 12 ซึ่งปริมาณพลังงานไฟฟ้า
นอกระบบดงั กลา่ ว เป็นการใชเ้ พ่อื

(1) ใชผ้ ลติ พลังงานไฟฟา้ คิดเป็นรอ้ ยละ 13.82
(2) ใช้ในกจิ การ คิดเป็นร้อยละ 20.05
(3) ขายลกู ค้าตรง คิดเป็นร้อยละ 61.11
ทัง้ นี้ ในส่วนของเช้อื เพลงิ ท่ใี ช้ในการผลติ พลงั งานไฟฟ้านอกระบบ 3 ลาดบั แรก ไดแ้ ก่ กา๊ ซธรรมชาติ (ร้อยละ 64.89) ถา่ นหนิ
(รอ้ ยละ 19.69) และชีวมวล (รอ้ ยละ 8.91)

2. การกระจายตวั ของการผลติ พลังงานไฟฟา้ นอกระบบ

การผลิตพลังงานไฟฟ้านอกระบบมีการกระจายตัวของอยู่ในทุกภูมิภาคของประเทศไทย โดยมีการผลิตพลังงานไฟฟ้าสูงสุด
ในภาคกลางตะวันออก และภาคกลางตอนบน ตามลาดับ (แบ่งภูมิภาคตามการแบง่ เขตการดแู ลของการไฟฟ้าฝา่ ยผลติ แหง่ ประเทศไทย)
ท้ังน้ี จังหวดั ที่มีการผลติ พลงั งานไฟฟ้านอกระบบรวมสูงสดุ 3 จังหวัดแรกคือ จงั หวดั ระยอง จังหวดั ชลบุรี และจังหวัดสระบรุ ี ตามลาดับ

เมอ่ื พิจารณาเช้ือเพลงิ ทใ่ี ช้ในการผลิตพลังงานไฟฟ้านอกระบบ พบวา่ มีการกระจายตวั ของเชื้อเพลงิ แตล่ ะชนดิ ในจังหวดั ต่างๆ
สงู สุด 3 จังหวดั แรก ดงั น้ี

94 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

เชอ้ื เพลงิ 3 จงั หวดั ทีม่ กี ารผลติ พลงั งานไฟฟ้านอกระบบสงู สดุ

ก๊าซธรรมชาติ ระยอง ชลบรุ ี สระบรุ ี

ถา่ นหนิ ระยอง ปราจีนบรุ ี ราชบุรี

ชีวมวล ปราจนี บรุ ี กาญจนบุรี สงขลา

ความรอ้ นเหลือท้งิ (RE-Other) สระบรุ ี อ่างทอง นครศรีธรรมราช

ขยะ สระบรุ ี

ก๊าซชีวภาพ นครราชสมี า สพุ รรณบุรี อุบลราชธานี

แสงอาทติ ย์ สระบรุ ี ชลบุรี พระนครศรอี ยุธยา

3. การผลติ พลงั งานไฟฟ้านอกระบบในแตล่ ะจงั หวดั

ปรมิ าณการผลติ พลงั งานไฟฟ้านอกระบบในแต่ละจังหวดั สามารถเลือกดูไดต้ ามที่ตอ้ งการ โดยจะแสดงการเตบิ โตของปริมาณ
พลังงานไฟฟ้านอกระบบรวมทุกเชื้อเพลิง หรือจาแนกรายชนิดเช้ือเพลิง ไปถึงสัดส่วนเชื้อเพลิงท่ีใช้ในการผลิตไฟฟ้านอกระบบ
ในแตล่ ะจังหวัด

ท้ังนี้ สนพ. ไดเ้ ผยแพร่รายงาน dashboard ข้างต้นท่ีเว็บไซต์ http://neic.eppo.go.th/der.html และได้จัดทาคู่มือการใช้
งาน dashboard เพ่ือให้ผู้ที่สนใจสามารถเรียกดูข้อมูลสถานการณ์พลังงานไฟฟ้านอกระบบ โดยสามารถเข้าดูได้ท่ี
http://neic.eppo.go.th/assets/pdf/user_manual_DER.pdf

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 95

คณะกรรมการประสานความรว่ มมอื การซอื้ ขายไฟฟา้ ระหวา่ งประเทศสมาชกิ ในอนภุ าคลมุ่ นา้ โขง (RPTCC)

การประชุมคร้งั ที่ 28 ของคณะกรรมการประสานความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภาคลุ่มน้าโขง
(GREATER MEKONG SUBREGION 2 8 th MEETING OF THE REGIONAL POWER TRADE COORDINATION COMMITTEE:
RPTCC-28) จัดขึ้นเมื่อวันท่ี 26-27 สิงหาคม พ.ศ. 2564 ผ่านการประชุมทางออนไลน์ โดยมีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
เป็นเจ้าภาพ และมผี ู้แทนจากกลุม่ ประเทศในอนุภาคล่มุ แมน่ ้าโขงเขา้ ร่วม สาหรบั คณะผูแ้ ทนจากไทย ประกอบด้วย กระทรวงพลังงาน
สานักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สานักงานคณะกรรมการกากับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่ง
ประเทศไทย โดยมีหัวข้อการประชุม ได้แก่ สรุปผลสาคัญของการศึกษาอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้าโขง (GMS) เก่ียวกับความสอดคล้องของ
มาตรฐานประสทิ ธภิ าพทางเทคนิคและรหัสกรดิ (Grid Code) และระเบียบขอ้ บงั คบั ดาเนินการภายใต้ความช่วยเหลือด้านเทคนิคของ
ธนาคารเพื่อการพัฒนาแห่งเอเชีย(ADB) การประสานกันของระบบไฟฟ้า GMS เพื่ออานวยความสะดวกการค้าพลังงานในภูมิภาค
กิจกรรมการเช่ือมต่อระดับภูมิภาคในเอเชีย ข้อมูลของแต่ละประเทศเก่ียวกับการพัฒนาภาคพลังงาน ผลกระทบของการระบาดใหญ่
ของ COVID-19 ต่ออุปสงค์และอปุ ทาน และตอ่ รายได้ของสาธารณูปโภค และกรอบการลงทุนระดับภูมิภาคสาหรับ GMS บทบาทของ
พลงั งานหมุนเวียน การจดั เก็บพลังงาน สมาร์ทกริด และประสิทธิภาพการใช้พลงั งานสาหรบั การเปลี่ยนผ่านพลงั งาน

ในส่วนของประเทศไทย นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟ่ืองฟู รองผู้อานวยการสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นผู้แทน
ในการนาเสนอขอ้ มลู ด้านพลังงานของประเทศไทย และตอบข้อซกั ถามตา่ งๆ โดยมีสรปุ สาระสาคัญไดด้ ังน้ี

• นโยบายพลงั งานหมนุ เวยี น ในปี 2593 มีสัดสว่ นการผลิตไฟฟ้าใหมท่ ีม่ ีอัตราสว่ นของพลงั งานหมุนเวียน
ในประเทศไทยประมาณ 60%

• ดา้ นประสิทธภิ าพการใช้พลังงาน ภายใต้แผนปัจจุบันจนถึงปี 2580 ได้กาหนดเป้าหมายประสิทธิภาพ
การใช้พลังงานมากกว่า 30% แตส่ าหรับแผนใหม่นโยบายจะมสี ดั สว่ นมากกวา่ ปจั จุบนั 30%

• จะมีการลดการใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนในปี 2580 เนื่องจากโรงไฟฟ้าถ่านหินหนึ่งโรง
จะออกจากระบบในปี 2576 ซง่ึ ธนาคาร ADB ตง้ั ข้อสังเกตวา่ เป็นการพัฒนาท่ีดี เน่ืองจากประเทศส่วนใหญ่ในภมู ิภาคน้ปี ระกาศทจี่ ะยตุ ิ
การผลิตไฟฟา้ จากโรงไฟฟา้ ถา่ นหิน

• เปา้ หมายการผลติ โซลาร์ลอยน้า (Solar Floating) ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ภายใต้แผน PDP 2018
โดย กฟผ. ได้มีโครงการนาร่องประมาณ 47 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ดียังไม่มีโครงการเกี่ยวกับกังหันลมนอกชายฝั่ง แต่ประเทศไทย
ตง้ั ข้อสงั เกตว่ามศี ักยภาพของลมดว้ ยเชน่ กัน

• ระบบจัดเก็บแบตเตอรี่ (BESS) สานักงานนโยบายและแผนพลังงานอยู่ระหว่างหารือกับกระทรวง
พลังงานและการไฟฟ้าท้ัง 3 แห่ง (กฟผ. กฟน. และ กฟภ.) ในโครงการนาร่อง ซ่ึงคาดว่าจะแล้วเสร็จในปี 2565 โดย BESS จะถูก
นามาใชส้ าหรับบริการเสริมและการควบคมุ ความถ่ี

นอกเหนือจากการนาเสนอ Country Presentation ของแต่ละประเทศแลว้ ยังมีการบรรยายจากคณะ
ผู้เช่ยี วชาญ/ที่ปรึกษาของ ADB เช่น Update on Regional Connectivity Activities in Asia โดย Mr. Matthew Wittenstein, Chief of
Section, Energy Connectivity, UN ESCAP โดยมีสรุปความคบื หนา้ การเช่ือมโยงโครงข่ายระบบไฟฟา้ ดงั น้ี

(1) การเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟา้ มกี ารรเิ ร่มิ การเชอ่ื มตอ่ ท่ัวภมู ิภาคเอเชยี
(2) การประสานงานระหวา่ งอนภุ มู ภิ าคทาใหม้ โี อกาสในการแบง่ ปนั บทเรยี นและแนวทางปฏบิ ตั ทิ ดี่ ี
(3) ภูมภิ าคเอเชยี ตะวันออกเฉยี งใตถ้ ือเปน็ ภูมิภาคทม่ี ีความกา้ วหนา้ มากที่สดุ
(4) มคี วามจาเป็นในการประสานงานที่เพ่ิมข้ึน โดยสาธารณรฐั ประชาธปิ ไตยประชาชนลาวได้กล่าวถึงความคดิ รเิ ริ่ม
ด้านความเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟา้ ระหว่างประเทศ เชน่ โครงการสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว-ไทย-มาเลเซีย-สิงคโปร์
และเน้นย้าถึงความจาเป็นในการร่วมมือและแบ่งปันบทเรียน และแนวทางปฏิบัติของ ADB ซ่ึงการพิจารณาราคาพลังงานไฟฟ้าและ
ความม่นั คงของโครงขา่ ยระบบไฟฟา้ ตอ้ งพจิ ารณาควบคูก่ ับขอ้ ผกู มัดการลดการปลอ่ ยคาร์บอนและส่งเสริมการใช้พลังงานจากพลังงาน
หมนุ เวียนประเด็นทสี่ าคญั

96 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

ข้อตกลงทจี่ ะดาเนนิ การในระยะต่อไปมี 5 ด้านหลัก ไดแ้ ก่

(1) กิจกรรมแบ่งปันความรู้ เก่ียวกับการเช่ือมต่อระบบกักเก็บพลังงานเพ่ือความยืดหยุ่นและความเสถียรของ

โครงขา่ ยระบบไฟฟ้าซ่ึง ได้รบั การสนบั สนุนโดยความชว่ ยเหลือดา้ นเทคนคิ ใหมข่ อง ADB

(2) สารวจการจดั หาเงนิ ทนุ ทีเ่ ป็นมติ รต่อ สิง่ แวดล้อม เพื่อสนบั สนุนการเปล่ียนผา่ นด้านพลังงาน

(3) อานวยความสะดวกในการปรับปรุงสถานะการซ้ือขายไฟฟ้าและโครงการเช่ือมต่อโครงข่ายระบบไฟฟ้าอย่าง

สมา่ เสมอ

(4) เสนอการจัดตั้งคณะทางาน เกี่ยวกับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานในภูมิภาค GMS ต่อที่ประชุมเจ้าหน้าท่ี

ระดบั สูง (5) โครงการนาร่องดา้ นการซื้อขายไฟฟา้ 3 ประเทศ

โดยในการประชุมของคณะกรรมการประสานความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภาค

ลมุ่ น้าโขง ครงั้ ที่ 29 จะมีสาธารณรฐั ประชาธิปไตยประชาชนลาวเป็นเจา้ ภาพในคร้ังต่อไป

การประชมุ รฐั มนตรอี าเซยี นดา้ นพลงั งาน ครง้ั ท่ี 39

ประเทศบรูไนในฐานะประธานอาเซียนด้านพลังงานได้จัดให้มีการประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน คร้ังท่ี 39 ระหว่าง
วันที่ 13-16 กนั ยายน 2564 ผ่านการประชมุ ในรูปแบบออนไลน์ โดยมีรัฐมนตรวี า่ การกระทรวงพลังงานเป็นหัวหน้าผู้แทนประเทศไทย
และมีผู้แทนกองยุทธศาสตร์และแผนงานเป็นผู้แทนสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยท่ีประชุมรับทราบความสาเร็จใน
การดาเนินงานตามตวั ชวี้ ัดภายใต้แผนปฏบิ ัติการอาเซียนด้านพลงั งาน ปี 2021 ในวาระที่ประเทศบรูไนเป็นประธาน จานวน 7 ตัวช้ีวัด
ดงั นี้

(1) รัฐมนตรีพลังงานอาเซียน 10 ประเทศ รับรองปฏิญญาบันดาร์เสรีเบกาวัน (Banda Seri Begawan Joint
Declaration) โดยมเี ปา้ หมายมงุ่ ส่กู ารเปลย่ี นผ่านด้านพลงั งานและความมั่นคงดา้ นพลงั งานของประเทศสมาชิกอาเซยี น

(2) จัดทาร่างแผน Gas Advocacy Communication เพ่ือสร้างความตระหนักและความเข้าใจใน
ประโยชน์ของก๊าซธรรมชาติ และสนบั สนุนการใช้ประโยชนจ์ ากก๊าซธรรมชาตใิ นภมู ภิ าคอาเซียน

(3) มกี ารสมั มนาเชงิ ปฏบิ ตั กิ ารเกย่ี วกบั เศรษฐกจิ ไฮโดรเจน และเทคโนโลยกี ารดกั จบั การใช้ประโยชน์ และ
การกักเกบ็ คารบ์ อน

(4) เสรมิ สรา้ งความสมั พันธ์กับประเทศคู่เจรจาไดแ้ ก่สหรฐั อเมรกิ า และ องคก์ ารพลังงานระหว่างประเทศ
(International Energy Agency : IEA) โดยจัดให้มีการประชุมเชิงปฏิบัติการในหัวข้อ The ASEAN-US Workshop on
Decarbonization of the Energy Sector และ IEA Workshop on Net-Zero Roadmap Report and Application to ASEAN

(5) เผยแพร่รายงาน The ASEAN Interconnection Masterplan Study (AIMS) ฉบับท่ี 1 และ 2 โดยปัจจุบัน
อยู่ระหว่างการจัดทารายงานฉบับท่ี 3 โดยเน้นเร่ืองการเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพ้ืนฐานเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง
ประเทศ และการเพมิ่ ขึ้นของพลังงานสะอาด

(6) การเสนอบทบาทของ ASEAN Energy Regulatory Network (AERN) ในการซ้ือขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ
สมาชิกอาเซียน โดยปัจจุบันได้มีการเสนอให้ AERN ทาหน้าที่ให้คาปรึกษาคณะทางาน The Head of ASEAN Power Utilities/
Authorities Council (HAPUA) โดยมโี ครงสรา้ งการดาเนนิ งานด้านไฟฟ้าอาเซียน ดังนี้

โครงสร้างการดาเนนิ งานด้านไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 97

นอกจากน้ีประเทศมาเลเซียในฐานะประธานคณะทางาน ASEAN Power Grid Consultative Committee (APGCC) ได้
เสนอ TOR ใหม่ สาหรับคณะทางาน APGCC โดยกาหนดให้สมาชิกของ APGCC ต้องมาจากหน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงานท่ีมี
หนา้ ทร่ี ับผดิ ชอบงานด้านนโยบายไฟฟา้ และกาหนดใหผ้ ู้บรกิ ารดา้ นพลังงานไฟฟา้ (Utility) เปน็ ผูส้ ังเกตการณ์

(7) จดั ทาแผนงานการเพิม่ ประสิทธิภาพในภาคอาคารและการทาความเย็นแล้วเสร็จ

การประชมุ ประจาปเี ครอื ขา่ ยเมอื งอจั ฉรยิ ะอาเซยี น ครง้ั ที่ 4

วันที่ 30 สิงหาคม 2564 นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อานวยการสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน เข้าร่วมการประชุม
ประจาปีเครือข่ายเมืองอัจฉริยะอาเซียน คร้ังที่ 4 (The 4th ASEAN Smart Cities Network Annual Meeting) ผ่านระบบการประชมุ
ทางไกล ซ่ึง Ministry of Transport and Infocommunications แห่งประเทศบรูไน ดารุซซาลาม เป็นเจ้าภาพ ในโอกาสท่ีบรูไนเป็น
ประธานอาเซียนประจาปี 2564 เพอื่ แลกเปล่ียนความคิดเห็นเก่ียวกับแนวคิดการพัฒนาช่องทางการส่ือสารออนไลน์ระหว่างเครือข่าย
และรว่ มกนั หาแนวทางการลงทุนในการพฒั นาเมืองอัจฉรยิ ะอย่างย่ังยนื ของอาเซยี น โดยมีการรายงานความก้าวหนา้ ทส่ี าคญั ดังนี้

1. รายงานความก้าวหน้าการพัฒนาเมืองอัจฉริยะของเมืองต่างๆ ในกลุ่มประเทศอาเซียนทั้ง 26 เมืองนาร่อง ซึ่งเป็นเมือง
อจั ฉริยะจากประเทศไทย 3 เมือง ไดแ้ ก่ กรงุ เทพมหานคร ชลบุรี และภูเก็ต โดย นายวัฒนพงษ์ คโุ รวาท ผู้อานวยการสานักงานนโยบาย
และแผนพลังงานในฐานะ Chief Smart City Officer (CSCO) ของชลบุรี ได้นาเสนอความคืบหน้าในการดาเนินงาน AMATA Smart
City ในการพัฒนาโครงการ Waste to Energy สาหรับขยะอุตสาหกรรม และโครงการ Smart Data Utilization สาหรับการพัฒนา
Smart Microgrid

2. รายงานความก้าวหน้าการพัฒนาเมอื งอัจฉริยะของพื้นท่ีสถานีกลางบางซื่อ กรุงเทพมหานคร และภูเก็ต โดย นายปัญญา
ชูพานชิ ผู้อานวยการสานกั งานนโยบายและแผนการขนสง่ และจราจร (CSCO กรงุ เทพมหานคร) นายประชา อัศวธรี ะ ผู้อานวยการเขต
พ้ืนทีภ่ าคใต้ สานกั งานสง่ เสรมิ เศรษฐกิจดจิ ิทัล (ผู้แทน CSCO ภูเก็ต) และนายภาสกร ประถมบุตร รองผู้อานวยการสานักงานส่งเสริม
เศรษฐกิจดจิ ิทลั เปน็ ผ้แู ทนประเทศไทย

นอกจากนี้ ยงั มีประเทศคเู่ จรจานอกอาเซยี น (external partners) ไดแ้ ก่ ประเทศญป่ี นุ่ และสหรฐั อเมรกิ า เขา้ รว่ มเสนอความคิดเห็น
และแลกเปลยี่ นแนวทางการพัฒนาเมอื งอัจฉรยิ ะแก่ประเทศสมาชิกอาเซียนอีกด้วย ท้ังน้ี ที่ประชุมได้สนับสนุนให้ประเทศสิงคโปร์เป็น
ประธานเครอื ขา่ ยเมืองอจั ฉริยะอาเซยี นต่อเน่อื งอีกหน่ึงสมัย

98 l รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021

สมั มนารบั ฟงั ความคดิ เหน็ ตอ่ กรอบแผนพลงั งานชาติ (National Energy Plan)

สานักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นต่อกรอบแผนพลังงานชาติ โดยได้นาเสนอ
แนวทางการจัดทาแผนพลงั งานชาติ พรอ้ มทงั้ แลกเปลยี่ นประเดน็ ความคิดเห็นและรบั ทราบขอ้ เสนอแนะจากภาคส่วนตา่ งๆ ท่ีเกยี่ วข้อง
จานวน 5 ครั้ง ระหว่างวนั ท่ี 21 กนั ยายน 2564 - 3 ธันวาคม 2564 โดยมหี น่วยงานภาครัฐ ภาคเอกชน นักวิชาการ ตลอดจนองค์การ
นอกภาครัฐด้านพลังงาน (NGO) เข้าร่วมสัมมนารับฟังความคิดเห็นฯ เพ่ือรวบรวมและนาความคิดเห็นมาประกอบการจัดทา
แผนพลงั งานชาตใิ หม้ คี วามครอบคลมุ ในทกุ มติ ิ และใชเ้ ปน็ ขอ้ มลู ในการจดั ทาแผนยอ่ ยรายสาขาดา้ นพลงั งาน และแผนพลงั งานชาตติ อ่ ไป

ก า ร ล ง น า ม บั น ทึ ก ข้ อ ต ก ล ง ค ว า ม ร่ ว ม มื อ ใ น ก า ร เ ชื่ อ ม โ ย ง ข้ อ มู ล ส า ร ส น เ ท ศ โ ด ย วิ ธี ท า ง อิ เ ล็ ก ท ร อ นิ ก ส์
เพ่อื การลดการปลอ่ ยกา๊ ซเรือนกระจกของภาคอุตสาหกรรมในประเทศไทย

เม่อื วนั ที่ 17 กุมภาพันธ์ 2564 นายวฒั นพงษ์ คุโรวาท ผอู้ านวยการสานักนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ นายสุพันธ์ุ
มงคลสุธี ประธานสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) ได้ร่วมลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือในการเช่ือมโยงข้อมูล
สารสนเทศโดยวิธีทางอิเล็กทรอนิกส์ เพ่ือพัฒนาฐานข้อมูล (Database) การใช้พลังงานของผู้ประกอบการภาคอุตสาหกรรมที่เป็น
สมาชกิ สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เพื่อทราบถึงข้อมูลการใช้พลังงาน ปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก สาหรับใช้เป็นข้อมูล
สนับสนนุ การกาหนดเป้าหมาย การวางแผนและกาหนดมาตรการท่ีเหมาะสมในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เพ่ือส่งเสริมการลด
การปล่อยกา๊ ซเรอื นกระจกของภาคอุตสาหกรรมในประเทศไทยให้สอดคล้องกับนโยบายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ท้ังนี้
สนพ. มีภารกิจในการเสนอแนะการกาหนดนโยบายและแผนเก่ียวกับพลังงานของประเทศ รวมท้ังมาตรการทางด้านพลังงาน เพ่ือ
ใหป้ ระเทศมพี ลังงานใช้อย่างมั่นคง ย่ังยืน เหมาะสม มีประสิทธิภาพ และสอดคล้องกับสถานการณ์ของประเทศ และได้รับมอบหมาย
จากกระทรวงพลังงานใหเ้ ปน็ หน่วยประสานงานในการดาเนินงานรายงานการติดตามประเมินผลการลดก๊าซเรือนกระจกจากมาตรการ
พลังงาน ตามเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทยภายใต้การมีส่วนร่วมท่ีประเทศกาหนด (Nationally Determined
Contribution: NDC) ฉบับปรับปรุงของประเทศไทย (Thailand’s Updated NDC) ซ่ึงผลการลดก๊าซเรือนกระจกดังกล่าว
จะสอดคล้องกับมาตรการพัฒนาพลังงานทดแทนและการเพ่ิมประสิทธิภาพการใช้พลังงาน รวมถึงการอนุรักษ์พลังงานในสาขา
อุตสาหกรรมท่เี ปน็ สาขาเศรษฐกิจหลกั ทม่ี ศี ักยภาพการอนรุ ักษ์พลังงานสูงเปน็ อนั ดบั หนง่ึ

รายงานประจาปี 2564 ANNUAL REPORT 2021 l 99