ครม. อนุมัติโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า น่าน แพร่ อุตรดิตถ์ รับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว เสริมความมั่นคงด้านพลังงาน

บทสรุป
คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดน่าน แพร่ และอุตรดิตถ์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (โครงการ NPUP) วงเงิน 26,220 ล้านบาท ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ เพื่อรองรับการซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำหลวงพระบางและโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำปากแบง ตามนโยบายรัฐที่มุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน รวมทั้งเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 ซึ่งโครงการนี้แบ่งการดำเนินโครงการออกเป็น 2 ระยะ มีกำหนดแล้วเสร็จทั้งโครงการภายในปี 2574 ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานด้วยไฟฟ้าต้นทุนต่ำ สำหรับเงินทุนในการดำเนินโครงการจะพิจารณาแหล่งเงินทุนจากหลายแหล่ง เช่น สถาบันการเงินต่างประเทศ ธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้า ธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเอกชนทั้งในประเทศและต่างประเทศ รวมถึงการออกพันธบัตรหรือลงทุนในประเทศและเงินรายได้ของ กฟผ. ทั้งนี้ แม้ว่าโครงการนี้จะมีผลต่อ*อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.51 สตางค์ต่อหน่วย แต่จากการคำนวณผลตอบแทนของโครงการยังคงอยู่ในระดับที่คุ้มค่าต่อการลงทุน ไม่กระทบต่อราคาค่าไฟฟ้า ของประชาชน และโครงการดังกล่าวยังช่วยลดพื้นที่การวางแนวเขตระบบโครงข่ายไฟฟ้าและผลกระทบที่จะเกิดขึ้นต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม ซึ่งได้ทำการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ด้วยแล้ว
*อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย คือ ราคาที่ผู้ผลิตไฟฟ้าขายไฟฟ้าให้กับผู้รับซื้อไฟฟ้า (เช่น การไฟฟ้า หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่) ก่อนที่จะนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า

รายละเอียด
(19 ส.ค. 68) คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดน่าน แพร่ และอุตรดิตถ์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (โครงการ NPUP) ภายในวงเงิน 26,220 ล้านบาท ตามที่กระทรวงพลังงาน เสนอ โดยมีสาระสำคัญคือ ระทรวงพลังงานขอให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดน่าน แพร่ และอุตรดิตถ์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (โครงการ NPUP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำหลวงพระบางและโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำปากแบง ตามนโยบายของภาครัฐที่มุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน รวมทั้งเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โครงการนี้มีมูลค่าการลงทุนรวมประมาณ 26,220 ล้านบาท แบ่งการดำเนินโครงการออกเป็น 2 ระยะ มีกำหนดแล้วเสร็จทั้งโครงการภายในปี 2574 ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานด้วยไฟฟ้าต้นทุนต่ำ โดยมีขอบเขตการดำเนินโครงการ ดังนี้

ขอบเขตงานระยะที่ 1
- ขยายสถานีไฟฟ้า 500 230 และ 115 กิโลโวลต์ (500/230/115 kV) น่าน
- ก่อสร้างสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 kV) ชายแดนไทย/สปป.ลาว - น่าน วงจรคู่
- ก่อสร้างสถานีไฟฟ้า (แห่งใหม่) 500 กิโลโวลต์ (500 KV) เด่นชัย
- ก่อสร้างสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 kV) น่าน - เด่นชัย วงจรคู่
- ตัดสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 KV) แม่เมาะ 3 – ท่าตะโก วงจรคู่ (2 แนวสาย) ลงที่สถานีไฟฟ้าเด่นชัย ทั้งสี่วงจร

ขอบเขตงานระยะที่ 2
- ก่อสร้างสถานีไฟฟ้า (แห่งใหม่) 500 กิโลโวลต์ (500 kV) ท่าวังผา
- ตัดสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 kV) ชายแดนไทย/สปป.ลาว (จากโรงไฟฟ้าหงสา) - น่านวงจรคู่ และสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 kV) ชายแดนไทย/สปป.ลาว (จากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำใน สปป.ลาว) - น่าน วงจรคู่ ลงที่สถานีไฟฟ้าท่าวังผา (แห่งใหม่) ทั้งสี่วงจร
- ก่อสร้างสถานีไฟฟ้า (แห่งใหม่) 500 กิโลโวลต์ (500 kV) ร้องกวาง
- ตัดสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 kV) น่าน – แม่เมาะ 3 วงจรคู่ และสายส่ง 500 กิโลโวลต์ (500 kV) น่าน - เด่นชัย วงจรคู่ลงที่สถานีไฟฟ้าร้องกวาง (แห่งใหม่) ทั้งสี่วงจร

สำหรับเงินทุนในการดำเนินโครงการ NPUP กฟผ. จะพิจารณาแหล่งเงินทุนจากหลายแหล่ง เช่น สถาบันการเงินต่างประเทศ ธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้า ธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเอกชนทั้งในประเทศและต่างประเทศ รวมถึงการออกพันธบัตรหรือลงทุนในประเทศและเงินรายได้ของ กฟผ. โดยมีสมมติฐานสัดส่วนการจัดสรรแหล่งเงินทุนจากรายได้ของ กฟผ. และแหล่งเงินทุนอื่น ๆ อยู่ที่ 25 : 75 ตามลำดับ

ทั้งนี้ แม้ว่าการลงทุนโครงการจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.51 สตางค์/หน่วย (คิดจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิที่อัตราคิดลด ร้อยละ 5.08) แต่การปรับขึ้นค่าไฟฟ้าไม่ได้เป็นไปตามอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเพียงอย่างเดียว แต่ขึ้นอยู่กับการพิจารณาของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งรวมถึงค่าไฟฟ้าฐานและค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ดังนั้นจึงไม่กระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชน และโครงการดังกล่าวยังช่วยลดพื้นที่การวางแนวเขตระบบโครงข่ายไฟฟ้าและผลกระทบที่จะเกิดขึ้น ทั้งนี้ จากผลการคำนวณผลตอบแทนของโครงการยังคงอยู่ในระดับที่คุ้มค่าต่อการลงทุน โดยมีค่าแสดงอัตราผลตอบแทนที่แท้จริงของโครงการ (Financial Internal Rate of Return : FIRR) ที่ร้อยละ 17.89 และ อัตราผลตอบแทนทางการเงิน (Financial Internal Rate of Return : EIRR) ที่ร้อยละ 19.15 ซึ่งโครงการดังกล่าวได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และได้รับความเห็นชอบรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment : EIA) จากคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติด้วยแล้ว