มติกพช. (130)
กพช. ครั้งที่ 151 วันจันทร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่ 151)
วันจันทร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
2. แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2.ตั้งแต่เมื่อวันที่ 16ธันวาคม 2562กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2563 – 2567ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอและเห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ช่วงปีดังกล่าวในวงเงินปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท รวมทั้งให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว โดยแบ่งตามสัดส่วนได้ดังนี้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ร้อยละ 50 แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 47 และแผนบริหารจัดการสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ร้อยละ 3 ทั้งนี้ สัดส่วนของการจัดสรรเงินของแต่ละแผนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงาน ที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ไม่เกินร้อยละ 10
3. เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2563คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติอนุมัติจัดสรรเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการฯ ประจำปีงบประมาณ 2563 จำนวน 1,035 โครงการวงเงินที่ให้การสนับสนุน 2,067 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อชุมชนพึ่งพาตนเอง (Off Grid) ทุกโครงการ ให้ผู้ได้รับการสนับสนุนดำเนินการขออนุญาตใช้พื้นที่ตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องให้แล้วเสร็จ พร้อมจัดส่งหนังสือใบอนุญาตให้เข้าทำประโยชน์ หรืออยู่อาศัยภายในเขตพื้นที่จากหน่วยงานเจ้าของพื้นที่มายัง ส.กทอ. ภายในวันที่ 15 กันยายน 2563 หรือในวันที่ลงนามในหนังสือยืนยันกับ ส.กทอ. และ (2) โครงการติดตั้งระบบสูบน้ำพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อการเกษตร จะต้องได้รับการตรวจสอบพื้นที่ภัยแล้งย้อนหลัง 5 ปี ยืนยันเรื่องความซ้ำซ้อนของผู้ใช้ประโยชน์ พื้นที่ที่ได้รับประโยชน์จากสำนักงานพลังงานจังหวัดและต้องได้รับการยืนยันความถูกต้องของเอกสารใบอนุญาตให้ใช้น้ำบาดาล (นบ.5) จากสำนักงานทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดลอมจังหวัด ก่อนลงนามในหนังสือยืนยันกับ ส.กทอ. ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปีงบประมาณ 2563 พบว่า เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาลงนามในหนังสือยืนยันมีโครงการที่ได้รับการสนับสนุนภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนจำนวน 335 โครงการ วงเงิน 1,102 ล้านบาท และในส่วนของแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ซึ่งได้รับอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2563 จำนวน 255.98 ล้านบาท มีผลการเบิกจ่ายเงินรวมจำนวน 100.58 ล้านบาท โดยมีฐานะทางการเงินและประมาณการกระแสเงินสด (Cash Flow)ของกองทุนฯในปีงบประมาณ 2564 ถึง 2567 ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 อยู่ที่ 12,458 ล้านบาท 16,079 ล้านบาท 19,895 ล้านบาท และ 23,768 ล้านบาท ตามลำดับ
4. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2564 ได้มีการปรับปรุง โดยมีการรวมเป็น 2 แผนใหม่ประกอบด้วย แผนอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน ซึ่งมี 7 กลุ่มงานย่อย และแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ในวงเงินรวม 6,500 ล้านบาท และนำเสนอคณะกรรมการกองทุนฯในการประชุมครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่ 86) เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การสร้างงานและสร้างรายได้ด้านพลังงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2563 เรื่อง กรอบนโยบายการฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในด้านต่างๆ ซึ่งได้กำหนดหลักการในการฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ ดังนี้ 1) มุ่งเน้นการฟื้นฟูและสร้างเศรษฐกิจภายในประเทศเป็นหลัก โดยให้ความสำคัญต่อสาขาเศรษฐกิจของประเทศที่ยังคงมีความได้เปรียบและมีโอกาสที่จะสร้างการเติบโตให้กับประเทศในช่วงหลังการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา (COVID-19) 2) มุ่งเน้นกิจกรรมที่ก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างอาชีพสามารถรองรับแรงงานส่วนเกินที่อพยพกลับท้องถิ่นและชุมชน3)มุ่งเน้นการบูรณาการระหว่างหน่วยงานทั้งในด้านกำลังคน แผนงานโครงการและการลงทุนและ 4) มุ่งเน้นการมีส่วนร่วมของภาคประชาชนในพื้นที่และภาคส่วนอื่นๆ ในสังคมเช่น ภาคเอกชน มูลนิธิ และภาควิชาการโดยมีแผนงานฟื้นฟูเศรษฐกิจท้องถิ่นและชุมชน ซึ่งให้ความสำคัญกับโครงการที่จะก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างอาชีพในท้องถิ่นและชุมชนในระยะยาว โดยเฉพาะผู้จบการศึกษาที่จะเข้าสู่ตลาดแรงงาน เพื่อเพิ่มความเข้มแข็งของเศรษฐกิจระดับชุมชนและการกระจายความเจริญสู่ชนบทได้อย่างยั่งยืนและ (2) การเตรียมความพร้อมผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2563 หรือ Building Energy Code (BEC) ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2563 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2563 โดยมีผลบังคับใช้เมื่อพ้นกำหนด 120 วัน นับแต่วันประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จะต้องจัดเตรียมงบประมาณในการสร้างความพร้อมการกำกับดูแลในระยะยาว เช่น การพัฒนาบุคลากร เพื่อเตรียมความพร้อมให้หน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับดูแล และพิจารณาอนุญาตการก่อสร้าง การสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับผู้ที่เกี่ยวข้อง การพัฒนาเครื่องมือสำหรับเจ้าหน้าที่รัฐในการกำกับดูแลการจัดทำฐานข้อมูลวัสดุอุปกรณ์ในการก่อสร้างอาคาร การพัฒนาระบบการติดตามผลรวมทั้งการเตรียมการศึกษาเพื่อปรับปรุงเกณฑ์มาตรฐาน BEC ซึ่งอาจต้องปรับเปลี่ยนให้เหมาะสมตามเทคโนโลยีและพฤติกรรมการใช้พลังงานที่เปลี่ยนแปลงไป
5. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติดังนี้(1) เห็นชอบให้เสนอกพช. ยกเลิกแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2563–2567(2) เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2564 ในวงเงิน 6,500 ล้านบาท ดังนี้ 1) แผนอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน วงเงิน 6,305 ล้านบาท ประกอบด้วย กลุ่มงานตามกฎหมาย200 ล้านบาทกลุ่มงานสนับสนุนนโยบายอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน 500 ล้านบาท กลุ่มงานศึกษา ค้นคว้าวิจัย นวัตกรรม และสาธิตต้นแบบ 355 ล้านบาท กลุ่มงานสื่อสาร และข้อมูล ข่าวสาร 200 ล้านบาท กลุ่มงานพัฒนาบุคลากร 450 ล้านบาท กลุ่มงานส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม อุตสาหกรรมขนาดเล็ก (SMEs) อาคาร บ้านอยู่อาศัย ภาคขนส่ง ธุรกิจฟาร์มเกษตรสมัยใหม่ และพื้นที่พิเศษ 2,200 ล้านบาท และกลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก 2,400 ล้านบาท และ 2) แผนบริหารจัดการ ส.กทอ. วงเงิน 195 ล้านบาท ทั้งนี้มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ เสนอต่อกพช. เพื่อพิจารณาต่อไปและ (3) เห็นชอบหลักการการบริหารกลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงาน และพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารงานจังหวัดแบบบูรณาการ พิจารณากลั่นกรองข้อเสนอโครงการระดับจังหวัดและจัดลำดับความสำคัญของกลุ่มเป้าหมายในระดับพื้นที่ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานหารือกับกระทรวงมหาดไทยในรายละเอียดและนำเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ในปีต่อไปคณะกรรมการกองทุนฯ มีมติเห็นควรให้ทบทวนแนวทางการสนับสนุนโครงการภายใต้กลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก โดยให้กำหนดเงื่อนไขด้านการร่วมสมทบทุนเพื่อให้เกิดความยั่งยืน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบยกเลิกแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 – 2567
2.เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ในวงเงิน 6,500 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับการใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ภายในกรอบวงเงิน 6,500 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินดังกล่าว
เรื่องที่ 2 แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบFeed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firmตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560(2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก(3)มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiTสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาและ (4) เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกพช. พิจารณาลงนามต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้มีการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยคำนึงถึงการจัดหาวัตถุดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และให้เกษตรกรได้รับประโยชน์อย่างแท้จริงจึงได้ปรับปรุงหลักการการรับซื้อและเงื่อนไขของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) จากมติ กพช.เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยสรุปการเปรียบเทียบข้อแตกต่างจากเงื่อนไขเดิมได้ดังนี้(1) ประเภทเชื้อเพลิงเงื่อนไขเดิม ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสานร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ประกอบด้วย ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)(2) เป้าหมายการรับซื้อเงื่อนไขเดิม 700 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) 150 เมกะวัตต์ (ชีวมวล 75 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 75 เมกะวัตต์) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายต่อโครงการ เงื่อนไขเดิม ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) โรงไฟฟ้าชีวมวล ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการและโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ (4) รูปแบบผู้เสนอโครงการ เงื่อนไขเดิม คือ ภาคเอกชน หรือภาคเอกชนร่วมกับองค์กรของรัฐเงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) เฉพาะภาคเอกชน(5) การแบ่งผลประโยชน์ เงื่อนไขเดิมได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และมีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น ในอัตรา25 สตางค์ต่อหน่วย ให้กับกองทุนหมู่บ้านในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า (ขอบเขตตามหลักเกณฑ์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า)เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง)ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้าและผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า โดยให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภคด้านการศึกษา เป็นต้น และ (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ เงื่อนไขเดิม ใช้การประเมินคุณสมบัติขั้นต้นและให้คะแนนข้อเสนอด้านเทคนิคและด้านผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนเงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ใช้วิธีแข่งขันทางด้านราคา(Competitive Bidding)
3. เมื่อวันที่11พฤศจิกายน 2563กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินโครงการนำร่อง โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีหลักการการรับซื้อและเงื่อนไข ดังนี้(1) มีเป้าหมายการรับซื้อ ไฟฟ้า 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนาม ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการเป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ (2)เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT(3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (4)ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น(5)สัญญา รับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี(6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ ส่วนที่ 1 ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิ ความพร้อมด้านเทคโนโลยีความพร้อมด้านการเงินความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจนมีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไปและส่วนที่ 2ด้านราคา จะเป็นการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลด ในส่วนของ FiTคงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ(7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ (8)รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วนได้แก่ส่วนที่ 1 ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และส่วนที่ 2 วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกัน ไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า(9) การแบ่งผลประโยชน์ แบ่งเป็น ส่วนที่ 1 หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ10ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน(ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และส่วนที่ 2 ผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภคด้านการศึกษา เป็นต้น (10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิง ในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงานคุณสมบัติของพืชพลังงานและราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วยโดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจาก การปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ไม่เกินร้อยละ 20(11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสียน้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน6เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล และ (12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ กบง. ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ควรบูรณาการร่วมกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมด้านการใช้ประโยชน์จากพื้นที่โครงการจัดที่ดินทำกินให้ชุมชนตามนโยบายของคณะกรรมการนโยบายที่ดินแห่งชาติ (คทช.) เพื่อให้ประชาชนมีรายได้จากการปลูกไม้โตเร็วเป็นเชื้อเพลิงผลิตพลังงาน และควรประสานงานกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์เรื่องพื้นที่แนะนำในการปลูกไม้โตเร็วสำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า และ (2) ควรกำชับการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนที่มีขนาดต่ำกว่า 6 เมกะวัตต์ ว่ายังคงต้องปฏิบัติตามประมวลหลักการปฏิบัติ (Code Of Practice : COP) เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบหลักการและเงื่อนไขการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-inTariff(FiT)สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก(VSPP)โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง)ดังนี้
(1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการเป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์
(2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
(3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)
(4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น
(5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี
(6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ ส่วนที่ 1 ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิ ความพร้อมด้านเทคโนโลยีความพร้อมด้านการเงินความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจนมีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น ผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไป และส่วนที่ 2 ด้านราคา จะเป็นการแข่งขัน ด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลดในส่วนของ FiTคงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ
(7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้า ต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ
(8) รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ส่วนที่ 1 ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และส่วนที่ 2วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกัน ไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า
(9) การแบ่งผลประโยชน์ แบ่งเป็น ส่วนที่ 1 หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ10ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน(ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และส่วนที่ 2 ผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภคด้านการศึกษา เป็นต้น
(10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงานคุณสมบัติของพืชพลังงานและราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ไม่เกินร้อยละ 20
(11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน6เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล
(12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบ หรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบFeed-inTariff (FiT)สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก(VSPP)โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เงื่อนไขใหม่(โครงการนำร่อง) และดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
กพช. ครั้งที่ 150 วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 150)
วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.
1. รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2560 - 2561
3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)
5.ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
6. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
7. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)
8. การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
9. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)>
10. แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
11. การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
12. ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) มีหน้าที่และอำนาจในการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมัน และรายงานผลการดำเนินการต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ
2.ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 กบน. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 5 ครั้ง เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และเมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2562 กบน. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว และอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนจากกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้ออกประกาศตามหลักเกณฑ์การคำนวณดังกล่าว ทุก 2 สัปดาห์ ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 ถึงวันที่ 12 มีนาคม 2563 รวมทั้งสิ้น 12 ฉบับ ทั้งนี้ จากผล การดำเนินการ ทำให้ในเดือนมีนาคม 2563 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินไหลเข้าเดือนละ 352 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิมีเงิน 36,251 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 41,747 ล้านบาท และ กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 5,496 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ไปดำเนินการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันอังคารที่ 12 มีนาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2560 และ 2561 ต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2562 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป
2. ในปีงบประมาณ 2560 - 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนฯ ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินฯ โดยให้ความสำคัญกับทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน โดยในปี 2560 และ 2561 ได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 21,585,721 และ 20,791,767 บาท ตามลำดับ แบ่งเป็น (1) หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา ปี 2561 จำนวน 1 โครงการ ในวงเงิน 4,000,000 บาท (2) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม อนุมัติทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ปี 2560 วงเงิน 11,109,000 บาท ใช้จ่ายไป 6,803,900 บาท และปี 2561 วงเงิน 9,571,210.00 บาท ใช้จ่ายไป 8,980,410 บาท (3) หมวด การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ปี 2560 จำนวน 11 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 9,996,721 บาท ใช้จ่ายไป 4,503,661 บาท และปี 2561 จำนวน 9 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 6,452,500 บาท ใช้จ่ายไป 6,397,500 บาท และ (4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ปี 2560 และ 2561 ปีละ 480,000 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2560 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 431.177 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.546 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 430.630 ล้านบาท และสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2561 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 426.707 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.144 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 426.563 ล้านบาท ผลการดำเนินงานในปี 2560 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.483 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 10.969 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 3.486 ล้านบาท ส่วนปี 2561 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.922 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 11.989 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 4.067 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ต่อมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำ ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง และ เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน AEDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เหตุผลในการปรับปรุงแผน AEDP สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การเพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 - 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็น ปี 2565 - 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจากโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่จากเดิมตั้งเป้าหมายปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นปีละ 50 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จาก 363 เมกะวัตต์ เป็น 1,000 เมกะวัตต์ และปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในร่าง AEDP2018 จะกำหนดเป็นกำลังการผลิตตามสัญญา (Contract capacity) ของโรงไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้นใหม่ รวมกับกำลังการการผลิตตามสัญญาที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้วในปัจจุบัน ได้แก่ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ซึ่งจะทำให้สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 34.23 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนกำหนดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง (Installed capacity) ของโรงไฟฟ้า โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 20.11 (2) ปรับเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากเชื้อเพลิงชีวมวลที่เพิ่มขึ้นจากการขยายโรงงานน้ำตาลในช่วงที่ผ่านมาทำให้คาดการณ์ว่าจะมีความต้องการใช้ชีวมวลเพิ่มสูงขึ้น ปรับลดเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจาก AEDP2015 ที่ประเมินศักยภาพการติดตั้งระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ (Solar collector) จากพื้นที่หลังคาอาคาร ซึ่งในปัจจุบันพื้นที่หลังคาอาคารส่วนใหญ่นิยมติดตั้งโซล่าร์เซลล์สำหรับผลิตพลังงานไฟฟ้าแล้วเพราะมีต้นทุนการติดตั้งและการบำรุงรักษาต่ำกว่าระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากไบโอมีเทนโดยเปลี่ยนกลุ่มเป้าหมายมาเป็นภาคอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG เป็นเชื้อเพลิง ในกระบวนการผลิต ส่งผลให้สัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 41.61 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 36.67 และ (3) ปรับเป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ปรับลดเป้าหมายการผลิตเอทานอลลงจากการส่งเสริมให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี20 เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงหลัก โดยปรับลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ อี85 ลดลง ปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอดีเซลจากการส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลมาตรฐานของประเทศเพื่อให้สมดุลกับปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลง และปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอมีเทนอัดลงจากการคาดการณ์การใช้ก๊าซธรรมชาติ ในยานยนต์ที่มีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ สัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 9.99 ซึ่งน้อยกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 25.04
3. สรุปร่าง AEDP2018 เพื่อรักษาเป้าหมายรวมในการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (ไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ) ต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายที่ร้อยละ 30 ตามแผน AEDP2015 โดยปรับกรอบระยะเวลาให้สอดคล้องกับแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2561 – 2580) สรุปได้ดังนี้ (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 10 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทน ต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 และ (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และ ร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบ ต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป
2.เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563
3.กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกพ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4.ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 เพิ่มความมั่นคงในระบบไฟฟ้าของพื้นที่ภาคเหนือตอนบน ด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 9 กำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ ออกไปอีก 3 ปี จากกำหนดเดิมปลดปี 2565 เลื่อนกำหนดปลดเป็นปี 2568 ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ ได้แก่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12-13 ซึ่งเดิมมีกำหนดปลดในปี 2568 เลื่อนออกไปอีก 1 ปี เป็นปลดในปี 2569
5.เปรียบเทียบ PDP2018 กับ PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิม (2) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิมที่ 77,211 เมกะวัตต์ (3) สรุปกำลังผลิตโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า เฉพาะที่เปลี่ยนแปลง ได้แก่ โรงไฟฟ้าความร้อนร่วมเพิ่มขึ้นจาก 13,156 เป็น 15,096 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าถ่านหิน/ลิกไนต์ ลดลงจาก 1,740 เป็น 1,200เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าใหม่/ทดแทนลดลงจาก 8,300 เป็น 6,900 เมกะวัตต์ (4) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ตามแผน AEDP ในช่วงปี 2561 – 2580 ภาพรวมคงเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมภาครัฐ (โรงไฟฟ้าขยะชุมชน โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก) เพิ่มขึ้นจาก 520 เป็น 2,453 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าตามแผน AEDP ใหม่ (แสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ+พลังน้ำ ลม ขยะอุตสาหกรรม และพลังน้ำขนาดเล็กของ กฟผ.) ลดลงจาก 18,176 เป็น 16,243 เมกะวัตต์ (5) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง เฉพาะที่เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ เชื้อเพลิงถ่านหินและลิกไนต์ลดลงจากร้อยละ 12 เป็นร้อยละ 11 และพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 20 เป็นร้อยละ 21 (6) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ปี 2580 ลดลงจาก 0.283 เป็น 0.271 กิโลกรัมคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือลดลงจาก 103,845 เป็น 99,712 พันตัน และ (7) ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกปี 2580 เพิ่มขึ้นจาก 3.61 เป็น 3.72 บาทต่อหน่วย
6.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานต่อร่าง PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับแผนการจัดหาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนไม่กระทบต่อความมั่นคง (2) การปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากจำนวน 1,933 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2563 - 2567 จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวมอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ดังนั้น การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนควรพิจารณาด้านปริมาณ ราคา และระยะเวลาที่เหมาะสม (3) ควรมีการพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศให้เท่าทันและสอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่มีการปรับเปลี่ยนไป รวมทั้งการปฏิบัติตามมาตรการทางการค้าด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มข้นขึ้นของประเทศคู่ค้าด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ในปริมาณ 700 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานทำการประเมินผลการดำเนินงาน ในเรื่องของผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก และความยั่งยืนของโครงการฯ ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบด้วย
เรื่องที่ 5 ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 ร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ และการประชุมหารือแนวทางการจัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2562 มีมติให้ปรับปรุงแผน TIEB ได้แก่ (1) แผนอนุรักษ์พลังงาน (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (3) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ (4) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องตามแผน PDP2018
2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 3 กลยุทธ์ 5 กลุ่มเป้าหมาย และเป้าหมายลด Peak 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งถูกกำหนดเป็นเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน โดยกลยุทธ์ภาคส่งเสริมจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 62 คิดเป็นไฟฟ้า 8,862 ktoe คิดเป็นความร้อน 21,786 ktoe และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน
3. ผลที่คาดว่าจะได้รับจาก EEP2018 หากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว 815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ได้ประมาณ 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี และต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561–2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
เรื่องที่ 6 ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง ได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องและนำเสนอ กบง. ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ ซึ่งประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) รวมทั้ง แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) ซึ่งทั้ง 4 แผนดังกล่าว ได้ผ่านความเห็นชอบจาก กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณ ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้น ในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub
4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยัง โรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573
5. เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ (ร่าง) Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้จากเดิมคาดว่าจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง ปัจจุบันสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไป โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 อยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 ทั้งนี้ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจาก Gas Plan 2018 ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคงจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติ การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้า มีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy)
6. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 โดยมีความเห็นว่าควรเพิ่มเติมแผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติใน Gas Plan และ ควรวางแผนบริหารจัดการการใช้งานโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในส่วนของ LNG Terminal ที่มีปริมาณค่อนข้างสูงเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด ส่วนการรับฟังความเห็น เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สรุปได้ดังนี้ คือ (1) LNG Terminal มีค่อนข้างสูงกว่าความต้องการ โดยเฉพาะโครงการมาบตาพุดระยะ 3 ควรคำนึงถึงการใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด และขอให้ทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] โดยอาจมีทางเลือกอื่น เช่น การสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่ำกว่า (2) ควรคำนึงถึงปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่มีศักยภาพสามารถเพิ่มระดับการผลิตได้อีก 200 – 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ (3) ควรมีการกำกับดูแลเกี่ยวกับการนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยไปใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ เรื่อง การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า
2. ข้อมูลการจดทะเบียนยานยนต์ไฟฟ้าของกรมการขนส่งทางบก ปี 2562 พบว่าการจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าในช่วง 5 ปี ที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นจาก 9,585 คัน ในปี 2557 เป็น 20,484 คันในปี 2561 และเพิ่มเป็นจำนวน 32,127 คัน ในปี 2562 โดยในจำนวนนี้รวมยานยนต์ไฟฟ้าที่เป็นรถจักรยานยนต์ส่วนบุคคล รถยนต์นั่งส่วนบุคคลไม่เกิน 7 คน และรถโดยสาร ทั้งนี้ ในการจดทะเบียนของกรมการขนส่งทางบกได้รวมรถไฟฟ้าประเภทไฮบริด (PHEV) และรถยนต์ไฮบริดทั่วไป (HEV) จึงทำให้ไม่สามารถอ้างอิงจำนวนรถ PHEV จากข้อมูลการจดทะเบียนได้ (เฉพาะรถประเภท PHEV และ BEV เท่านั้นที่สามารถอัดประจุไฟฟ้าจากโครงข่ายไฟฟ้าได้) จากข้อมูลของสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (EVAT) ปัจจุบันมีจำนวนสถานีอัดประจุไฟฟ้าที่เป็นการดำเนินงานของทั้งภาครัฐและเอกชนรวมกัน จำนวน 520 แห่งทั่วประเทศ มีจำนวนหัวจ่ายรวม 805 หัวจ่าย แยกเป็นประเภทหัวจ่ายแบบธรรมดา (Normal Charge) จำนวน 736 หัวจ่าย และหัวจ่ายแบบเร่งด่วน (Quick Charge) จำนวน 69 หัวจ่าย การกระจายตัวของสถานีอัดประจุไฟฟ้าพบว่ายังคงกระจุกตัวอยู่ในบริเวณพื้นที่ภาคกลาง โดยเฉพาะกรุงเทพมหานคร และอยู่ในพื้นที่ชุมชนเมืองเป็นส่วนใหญ่ ยังขาดการกระจายตัวในถนนสายหลักระหว่างเมืองที่ต้องรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น ตลอดจนผู้ใช้ยานยนต์ที่มาพักผ่อนเพื่อเดินทางต่อไปยังจุดหมายปลายทางอื่น
3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย
3.1 วัตถุประสงค์ (1) เพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม/เพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงาน/ลดการพึ่งพาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ/เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน (2) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่อย่างทั่วถึง อันเป็นการอำนวยความสะดวกแก่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (3) เพื่อสร้างแรงกระตุ้นให้ผู้บริโภคหันมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น (4) เพื่อสร้างการมีส่วนร่วมกับภาคธุรกิจการให้บริการ อาทิ โรงแรม ห้างสรรพสินค้า อาคารธุรกิจอื่นๆ ในการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า
3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดยจัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต
4. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 8 การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2.การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า
3.เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า ตามแนวทางที่ 2 โดยให้ใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือ เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่
เรื่องที่ 9 โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการ ด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจ ผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ (1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือ การกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือน กับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอ ให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว
2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่
3.คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เห็นควรเสนอ กพช. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงาน กกพ.และขอความเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่ กกพ. กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาในเรื่องดังกล่าวข้างต้น และได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามที่ กกพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า
เรื่องที่ 10 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้พิจารณาและได้มีมติเห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 รวมทั้งเห็นชอบประกาศ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2.แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) วิสัยทัศน์ (Vision) เป็นกองทุนที่รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีประสิทธิภาพ และธรรมาภิบาล (2) พันธกิจ (Mission) มี 5 พันธกิจสำคัญ ประกอบด้วย รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและป้องกันแก้ไขภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง บริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ อย่างมีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ ติดตามและประเมินผลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการระบบสารสนเทศของกองทุนน้ำมันฯอย่างมีประสิทธิภาพ และเผยแพร่ข้อมูลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต่อสาธารณะ ส่วนแผนยุทธศาสตร์ มุ่งเน้นไปที่ 3 ยุทธศาสตร์ที่สำคัญ คือ (1) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และ (3) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล
3.ยุทธศาสตร์ที่ 1 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยสรุปสาระสำคัญของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ได้ดังนี้
3.1แนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดำเนินการโดยจัดทำฐานะกองทุนน้ำมันฯ ให้แยกบัญชีตามกลุ่มน้ำมันเชื้อเพลิง มีกรอบความต่างของราคา (Band Width) ระหว่างราคาเชื้อเพลิงหลักของกลุ่มน้ำมันดีเซล และกลุ่มน้ำมันเบนซิน ในกรณีเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงเท่ากับความต่างของราคาในสถานการณ์ปกติ หากเกิดวิกฤตฯ ที่คาดว่าจะยาวนาน ให้พิจารณาอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซลชนิดเดียว การชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ในช่วงระยะเวลาสั้นๆ เก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในช่วงที่ราคาลง เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง และทบทวนแนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง
3.2หลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) เป็นไปตามมาตรา 5 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ (2) กำหนดนิยามคำว่าวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็ว หรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ในประเทศ สามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดเป็น 3 สถานการณ์ ได้แก่ สถานการณ์ที่ 1 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับขึ้นเกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซลคือมากกว่า 30 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวคือ ต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติสูงกว่าราคานำเข้า หรือราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงเกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท สถานการณ์ที่ 2 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับตัวสูงขึ้นมากอย่างรุนแรง สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซล คือราคาซื้อขายน้ำมันดิบตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และส่งผลให้ราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว คือราคาตลาดโลกเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือราคาขายปลีกในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม และสถานการณ์ที่ 3 สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน (3) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชย ได้แก่ เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ เป็นมาตรการระยะสั้นและสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกลตลาดเสรีคำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies) (4) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้จำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาทแล้ว ต้องไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และให้จ่ายได้เพื่อการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานหรือบริหารกองทุนน้ำมันฯ และกิจการอื่นที่เกี่ยวกับการจัดการกิจการของกองทุนน้ำมันฯ (5) เมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางดังนี้ กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก ให้ใช้อุดหนุนเท่ากับอัตราที่จะทำให้ราคาขายปลีกไม่เกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก และคาดว่าอีก 1 เดือนจะติดลบ ใช้เงินอุดหนุนเท่ากับอัตราที่ไม่ให้เกิดวิกฤติฯ และเริ่มหารือกับกรมสรรพสามิตในการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงใดเริ่มติดลบ ให้ยืมเงินจากบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น และหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต กรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ใกล้ติดลบ หากราคายังอยู่ในระดับวิกฤติฯ จนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ ให้เริ่มกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับลดการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมาก และเริ่มกู้เงิน เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง และกรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้หยุดการชดเชย และ (6) กบน. จะอนุมัติการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อดำเนินการตามสถานการณ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด
4.ยุทธศาสตร์ที่ 2 การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดย สกนช. ได้จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
4.1 หลักเกณฑ์การดำเนินการ ประกอบด้วย (1) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ เป็นไปตามมาตรา 55 และในกรณีที่มีความจำเป็นต้องจ่ายเงินชดเชยต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจขยายเวลาได้อีกไม่เกิน 2 ครั้ง ครั้งละไม่เกิน 2 ปี (2) น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ หมายถึง น้ำมันเบนซินที่มีการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลที่มีการผสมไบโอดีเซล B100 ในสัดส่วนต่างๆ (3) เมื่อไม่มีการจ่ายเงินชดเชยให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ สกนช. จะกำหนดอัตราเงินกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงตามนโยบายภาครัฐ โดยมีกรอบในการดำเนินงานคือ กำหนดอัตราเงินแต่ละชนิดให้เหมาะสม เป็นธรรม และไม่ควรใช้เพื่ออุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการแทรกแซงที่มีผลกระทบต่อกลไกตลาดเสรี คำนึงถึงภาวะความผันผวนของต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และมาตรการส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพอื่นๆ ของภาครัฐในช่วงนั้นๆ และ (4) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และการกำหนดอัตราเงินกองทุนจะต้องทำให้กองทุนมีเงินเพียงพอใช้บริหารจัดการและไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท (รวมเงินกู้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) ตามมาตรา 26 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ
4.2 วิธีการดำเนินงาน มีดังนี้ (1) กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการเพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลา 3 ปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และมอบให้ กบน. จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ รายปี และสามารถปรับแผนระหว่างปีได้ (2) กบน. จะอนุมัติอัตราเงินกองทุนตามแผนการลดการจ่ายชดเชยฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด (3) สกนช. ออกประกาศกำหนดอัตราเงินกองทุน ตามมติ กบน. รวมทั้งติดตามการดำเนินการให้เป็นไปตามแผน
4.3 มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 – 2565 ประกอบด้วย (1) กลุ่มน้ำมันเบนซิน ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 ลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสม และ (2) กลุ่มน้ำมันดีเซล ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B10 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสมให้เป็นน้ำมันมาตรฐานทดแทนฺน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 โดยมีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 เป็นทางเลือก ทั้งนี้ สกนช. ได้จัดทำร่างประกาศ กบน. เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีเห็นชอบ
5.ยุทธศาสตร์ที่ 3 การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล โยใช้หลักการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี ประกอบด้วย หลักนิติธรรม หลักคุณธรรม หลักความโปร่งใส หลักการมีส่วนร่วม หลักความรับผิดชอบ และหลักความคุ้มค่า ทั้งนี้ มีการติดตามและประเมินผลการปฏิบัติงานตามแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ โดยใช้แนวคิดเรื่องการบริหารงานแบบมุ่งผลสัมฤทธิ์
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาตินำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 11 การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 4 กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กําหนดชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไมตองสงเงินเขากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงโดยให้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 ได้มีประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 โดยได้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เหลือ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ทั้งนี้ ไม่รวมถึงน้ำมันเบนซินที่จะนำไปผสมเอทานอลแปลงสภาพเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่จะนำไปผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน เพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งประกาศ กพช. ดังกล่าวข้างต้น จะครบกำหนดในวันที่ 21 เมษายน 2563
2. สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้ประมาณการกระแส เงินสดจากการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร เพื่อให้กองทุนฯ มีสภาพคล่อง 2 ปี ในปีงบประมาณ 2563 - 2564 พบว่าสถานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 จำนวน 24,072 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากผู้ผลิตและผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง รวม 2 ปี เป็นจำนวนเงิน 7,775 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากเงินเหลือจ่ายจากการปิด/ยกเลิกโครงการ และรายรับอื่น เช่น ดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารและค่าปรับ รวม 2 ปี จำนวนเงิน 3,140 ล้านบาท ดังนั้น ประมาณการรายรับภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 34,987 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายตามกรอบบวงเงินที่อนุมัติให้จัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และรายจ่ายผูกพันก่อนปีงบประมาณ 2563 จำนวน 10,191 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 30,191 ล้านบาท ดังนั้น สรุปได้ว่าการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 ปี สถานะการเงินของกองทุนฯ มีสภาพคล่องเพียงพอกับกรอบวงเงินจัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้เสนอการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราคงเดิมที่ 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน และเห็นชอบร่างประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 (2) มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ นำเสนอ กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ที่อัตราคงเดิม 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน โดยพิจารณาระดับฐานะการเงินที่ไม่กระทบภารกิจของกองทุนฯ ในการสนับสนุนการดำเนินโครงการเพื่อขับเคลื่อนนโยบายพลังงาน
2.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 12 ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการตามกรอบนโยบายฯ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์และสนับสนุนโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศ และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ นอกจากนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา และเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
2. จากการดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าวและการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนต่อหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการ Quick win) พบว่ามีอุปสรรคในทางปฏิบัติไม่สามารถดำเนินการได้ ซึ่งเห็นควรปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ดังนี้ (1) ประเด็นที่ 1 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม ขอแก้ไขเป็นโรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ โดยมีเหตุผลคือ เนื่องจากประชาชนซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย การผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชน เพื่อใช้เองในชุมชน (แตกต่างจากการติดตั้งโซล่าร์บนหลังคา) จึงยังไม่สามารถนำมาปฏิบัติได้จริงในเวลานี้ โรงไฟฟ้าชุมชนที่จะมีความคุ้มค่าในการก่อสร้างจะมีขนาดระดับเมกะวัตต์ ไม่สามารถนำไฟฟ้ามาใช้เฉพาะในชุมชนได้ ควรจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าและการไฟฟ้านำไปจำหน่ายให้ผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป (2) ประเด็นที่ 2 โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ในพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ขอแก้ไขเป็น โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน ซึ่งจะจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ เหตุผลคือ กองทุนหมู่บ้านมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นแหล่งเงินทุนหมุนเวียน สำหรับการลงทุนช่วยพัฒนาอาชีพของประชาชน สร้างงาน สร้างรายได้ หรือ เพิ่มรายได้ต่อตนเองและครอบครัว ซึ่งไม่ตรงกับจุดประสงค์ของโรงไฟฟ้าชุมชนที่ต้องการจะนำเงินส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าไปเพื่อใช้จ่ายด้านพลังงานให้กับชุมชนและใช้ขับเคลื่อนเศรษฐกิจฐานราก และ (3) ประเด็นที่ 3 โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ขอแก้ไขเป็น โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ทั้งนี้ต้องอยู่ภายในระยะเวลา 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เหตุผลคือ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทำให้การนำเข้าเครื่องจักรและอุปกรณ์จากต่างประเทศเกิดการเลื่อนการส่งของออกไป ซึ่งจะส่งผลให้โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนจะไม่สามารถแล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในปี 2563 จึงเห็นควรปรับปรุงกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยขยายระยะเวลาออกไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 และวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ดังนี้
1.โรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ
2.โรงไฟฟ้าชุมชน ให้มีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับ “กองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน” ซึ่งจะมีการจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ โดยให้นำเสนอให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบ
3.โครงการ Quick win ให้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในปี 2563 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
กพช. ครั้งที่ 149 วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 149)
วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
2. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
5. การเพิ่มจุดเชื่อมโยงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจลาว
6. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563
7. การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
8. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
9. การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน
11. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
12. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2561 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับกิจการพลังงานเป็นเลิศ ยกระดับการปรับโครงสร้างอัตราค่าบริการในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศหลักเกณฑ์โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า พ.ศ. 2561-2563 ศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษตามนโยบายรัฐ กำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างที่ได้รับความเห็นชอบแล้ว วิเคราะห์และกำกับอัตราค่าบริการภายใต้ TPA ปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าบริการที่สอดคล้องกับโครงสร้างการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติ พัฒนาศูนย์วิเคราะห์และพยากรณ์ข้อมูลพลังงานไฟฟ้า ระยะที่ 1 และข้อมูลเพื่อประกอบ การกำกับกิจการพลังงานตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด พ.ศ. 2558-2579 ยกระดับการกำกับศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อรองรับส่วนของก๊าซธรรมชาติในอนาคต ส่งเสริมมาตรการลดการใช้ไฟฟ้าเพื่อช่วยลดการลงทุนรองรับระบบในช่วง Peak (2) งานส่งเสริมการแข่งขันและก้าวทันนวัตกรรมพลังงาน ศึกษารูปแบบการดำเนินธุรกิจหลากหลายของการประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับการขยายตัวของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และศึกษารูปแบบธุรกิจและโครงสร้างการกำกับกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ ปรับปรุงหลักเกณฑ์การอนุญาตที่เกี่ยวข้องต่างๆ พัฒนาระบบบูรณาการกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าและปรับกระบวนการทำงานเพื่อความสอดคล้องต่อเนื่อง (3) งานสื่อสารงานกำกับกิจการพลังงานให้เข้าถึง ยกระดับการคุ้มครองสิทธิประโยชน์ กำกับติดตามประเมินผลมาตรฐานคุณภาพบริการและมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย ทบทวนการออกประกาศมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า (รายใหญ่) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า พัฒนาระบบจัดการข้อร้องเรียนครบวงจร (e-petition) กำหนดปฏิรูปการกำกับดำเนินงานกองทุนฯ พัฒนาทรัพยากรบุคคลและแผนพัฒนากองทุนฯ ปรับปรุงระเบียบประกาศหลักเกณฑ์คู่มือแนวทางกองทุนฯ (4) ด้านองค์กรสมรรถนะสูง เป็นมืออาชีพ ยกระดับการพัฒนาทรัพยากรบุคคล โดยพัฒนากำลังคนเพื่อขับเคลื่อนยุทธศาสตร์สำนักงานสอดคล้องกับแนวนโยบาย Energy 4.0 และเตรียมผู้นำในอนาคต ปรับปรุงระบบบริหารทรัพยากร ดูแลระบบสารสนเทศให้พร้อมใช้งาน สร้าง Smart Office พัฒนาระบบ MIS เพื่อใช้วิเคราะห์และตัดสินใจ และสนับสนุนการทำงานพัฒนาระบบจัดการเอกสารและข้อมูลองค์กร ดูแลระบบคลังข้อมูล เพื่อสนับสนุนการจัดเก็บข้อมูลแบบบูรณาการ
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปี งบประมาณ 2561 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 24,994,721,118.53 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,802,886,507.31 บาท มีรายได้จากการดำเนินงาน 950,234,985.75 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 593,755,421.66 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 356,479,564.09 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 60,959,903.39 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ ไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจเป็นโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ เน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด มีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าโดยรวม การใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ มาสนับสนุนโครงการให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ การนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิง การกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส เป็นธรรม คำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดต่อชุมชนและประเทศ ทั้งนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมฯ พิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 พพ. และ กกพ. ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เสนอ กบง. ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป และให้นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา นอกจากนี้ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อทำหน้าที่คัดเลือกโครงการที่จะเข้าร่วมโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ในโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับ VSPP แบ่งเป็น 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสาน (Hybrid) ระหว่างชีวมวล และ/หรือก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และ/หรือก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ได้ ทั้งนี้ ให้ติดตั้งมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้าแยกแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และแยกราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นสัญญารับซื้อไฟฟ้าสัญญา Non-Firm สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมด้วยได้ และห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้ายกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น โดยในปี 2563 จะเปิดรับซื้อไฟฟ้าปริมาณรวม 700 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) แบ่งเป็น 2 โครงการ คือ (1) โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ซึ่งเปิดโอกาสให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างแล้วเสร็จหรือใกล้จะแล้วเสร็จเข้าร่วมโครงการ และ (2) โครงการทั่วไป เปิดโอกาสให้ผู้มีความประสงค์เข้าร่วมโครงการเป็นการทั่วไป และให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 เป็นต้นไป กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศรับซื้อกำหนด และไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ส่วนวิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการโดยคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ที่จัดตั้งภายใต้ กพช. โดยคณะกรรมการฯ จะพิจารณาตามหลักเกณฑ์เงื่อนไขที่กำหนด และคัดเลือกเรียงตามลำดับจากโครงการที่เสนอให้ผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนสูงสุดไปสู่ผลประโยชน์ต่ำสุด ทั้งนี้ จะพิจารณารับซื้อจากโครงการ Quick win ก่อนเป็นลำดับแรก แล้วจึงจะพิจารณารับซื้อจากโครงการทั่วไป
4. รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) มีรูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชนอาจร่วมกับองค์กรของรัฐ) สัดส่วนประมาณร้อยละ 60 - 90 และกลุ่มวิสาหกิจชุมชน (มีสมาชิกไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน) สัดส่วนประมาณร้อยละ 10 - 40 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 และเปิดโอกาสให้ซื้อหุ้นเพิ่มได้อีก รวมแล้วไม่เกินร้อยละ 40 (2) มีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ใน “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้าชุมชนนั้น ๆ และต้องกำหนดเงื่อนไขการจัดสรรรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อการใช้ประโยชน์ด้านพลังงานให้กับชุมชน โดยอัตราส่วนแบ่งรายได้ไม่ต่ำกว่า 25 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และไม่ต่ำกว่า 50 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามา (3) “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้านั้น ๆ ครอบคลุมหมู่บ้านโดยรอบโรงไฟฟ้าที่อยู่ในรัศมีจากศูนย์กลางโรงไฟฟ้า แบ่งเป็นระยะทาง 5 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ระยะทาง 3 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี แต่ไม่เกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี และระยะทาง 1 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ในกรณีที่มีการทับซ้อนกันของเขตพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ใกล้กันอาจรวมพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เข้าด้วยกันก็ได้ ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงประโยชน์ต่อการพัฒนา “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เป็นสำคัญ และชุมชนยังคงได้รับผลประโยชน์ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปกติ และ (4) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง โดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธะสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อเชื้อเพลิง ระยะเวลาการรับซื้อเชื้อเพลิง คุณสมบัติของเชื้อเพลิงและราคารับซื้อเชื้อเพลิงไว้ในสัญญาด้วย
5. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) เปิดโอกาสให้โครงการที่ได้ลงทุนก่อสร้างไปแล้ว (ก่อนปี 2560) แต่ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ ติดปัญหา Grid capacity แต่ปัจจุบันสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้แล้ว ดังนั้น จึงควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) ตามสมมุติฐานทางการเงิน ณ ปีที่ลงทุนก่อสร้าง ซึ่งในปี 2560 กพช. ในคราวประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนั้น จึงกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm (โดย ไม่มี FiT Premium สำหรับการขายไฟฟ้าในรูปแบบ Firm) ดังนี้
อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP)
สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามานั้น ใช้สมมุติฐานทางการเงิน ณ ปัจจุบัน (ต้นทุนค่าก่อสร้างประมาณ 25 - 27 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์) ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้า
6. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีองค์ประกอบทั้งสิ้น 16 คน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ มีหน้าที่และอำนาจในการบริหารและพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ติดตาม เร่งรัด และประเมินผลการดำเนินงานโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
2. เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
4. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลเช่นเดียวกับที่ได้แก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ ซึ่งคณะทำงานฯ ได้ประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล จำนวน 2 ครั้ง และเสนอ กบง. พิจารณาเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลตามที่คณะทำงานเสนอ โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ และให้นำเรื่องดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่าง ๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. เมื่อวันที่15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป
3. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ และ (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
4. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2562 พพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือและสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือนร้อนของ SPP ชีวมวล ได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้ อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล สัญญา Firm และ Non-Firm ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม โดย SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 และ SPP ที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้ง Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญารูปแบบ FiT แล้ว จะไม่มีการต่ออายุสัญญาอีก (5) โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป (6) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง
5. พพ. ได้ขอให้ กฟผ. ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ชีวมวล ให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ภายใต้สมมติฐานแผน PDP 2015 ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว โดยแบ่งเป็น 3 กรณี คือ (1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) จำนวน 18 ราย (2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non-Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 จำนวน 18 ราย (3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สัญญา Firm จำนวน 1 ราย และ Non-Firm จำนวน 5 ราย) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm และได้นำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งนี้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
2. เห็นชอบตารางการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา Feed-in Tariff (FiT) ตามที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลไปเป็น FiT ได้
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการ Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) เป็นการขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไปยังประเทศมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของประเทศไทย ภายใต้สัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ คู่สัญญามี 3 ฝ่าย ประกอบด้วย (1) สปป. ลาว โดยรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) ประเทศไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ (3) ประเทศมาเลเซีย โดยการไฟฟ้ามาเลเซีย (TNB) เริ่มกำหนดซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) วันที่ 1 มกราคม 2561 โดยสัญญาจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 และในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษและการประชุมอื่นที่เกี่ยวข้องระหว่างวันที่ 21 -23 มกราคม 2562 สปป. ลาว ได้เสนอที่ประชุมถึงความพร้อมในการเพิ่มปริมาณขายไฟฟ้าจาก 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm โดยทั้งสามฝ่ายเห็นชอบให้มีการต่ออายุสัญญา EPWA เพิ่มอีก 2 ปี ต่อมาในการประชุม ASEAN Ministers on Energy Meeting and Associated Meetings (AMEM) ครั้งที่ 37 ณ ประเทศไทย รัฐมนตรีของ สปป.ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้แถลงการณ์ร่วมเรื่องโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ (2) ขยายอายุสัญญาฯ ออกไปอีก 2 ปี (1 มกราคม 2563 – 31 ธันวาคม 2564) และ (3) จะมีการลงนามร่างแก้ไขสัญญา Supplementary Agreement to Energy Purchase and Wheeling Agreement ก่อนที่สัญญา EPWA จะหมดอายุลงในเดือนธันวาคม 2562 ทั้งนี้ มาเลเซียได้จัดทำร่างแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม แล้วเสร็จและส่งให้ไทยและ สปป.ลาว เพื่อพิจารณาเมื่อวันที่1 สิงหาคม 2562 โดยร่างสัญญาผ่านความเห็นชอบจากอัยการสูงสุด เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2562
2. การซื้อขายไฟฟ้าสัญญา EPWA โครงการ LTM–PIP ระยะที่ 1 แบ่งเป็นปี 2561 และปี 2562 (มกราคมถึงตุลาคม 2562) มีค่า Wheeling Charge 4.62 และ 3.73 ล้านบาท มูลค่าจากราคาเทียบเคียงที่ใช้คำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) 28.05 และ 24.13 ล้านบาท และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT 7%) คิดเป็น 1.96 และ 1.69 ล้านบาทม ตามลำดับ ซึ่งเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2562 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบหลักการสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM–PIP ระยะที่ 2 (ปี 2563 – 2564) ซึ่งแตกต่างจากหลักการของโครงการ LTM ระยะที่ 1 เฉพาะที่สำคัญได้แก่ รูปแบบสัญญาระยะที่ 1 เป็น Non-Firm ระยะที่ 2 เป็น Firm อัตรา Wheeling Charge ระยะที่ 1 ปริมาณไฟฟ้า 100 ล้านหน่วยแรกอยู่ที่อัตรา 0.862 US Cents ต่อหน่วย และมากกว่า 100 ล้านหน่วย อยู่ที่ 1.174 US Cents ต่อหน่วย ส่วนระยะที่ 2 อยู่ที่ 0.862 US Cents ต่อหน่วย สำหรับทุกหน่วยไฟฟ้า นอกจากนี้ยังได้พิจารณาเรื่องโครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP รวมถึงปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น
3. โครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP มีรายละเอียดดังนี้ (1) ปัจจุบัน กฟผ. ต้องชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 สำหรับพลังงานไฟฟ้าโครงการ LTM-PIP ที่ซื้อจาก สปป.ลาว โดย กฟผ. ไม่สามารถเรียกคืนภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 จากการส่งพลังงานไปยังมาเลเซียได้ (VAT 0%) ทั้งนี้ กฟผ. จะสามารถเรียกคืนภาษีฯ ได้ ในกรณีที่ กฟผ. นำเข้าไฟฟ้าเพื่อขายส่งในประเทศ และกรมศุลกากร ได้เชิญ กฟผ. เข้าพบเพื่อชี้แจงเงื่อนไขในการยื่นใบขนสินค้าและการเสียอากรสำหรับพลังงานไฟฟ้าที่นำเข้าตามสัญญา EPWA โดยกรมศุลกากรยังคงตีความว่าการส่งผ่านพลังงานของโครงการ LTM-PIP ให้ใช้วิธีปฏิบัติพิธีศุลกากรในฐานะ ผู้นำเข้า-ส่งออกพลังงานไปก่อน โดยใช้ราคาเทียบเคียงเป็นราคาสูงสุดที่ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าตามสัญญา ฟฟล. ฉบับปัจจุบัน อีกทั้ง กรมศุลกากรจะเร่งจัดทำหนังสือตอบ กฟผ. โดยเร็ว เพื่อให้ กฟผ. สามารถใช้อ้างอิงในการประสานกับกรมสรรพากรต่อไป และ (2) เนื่องจากประเทศไทยยังไม่มีกฎหมายและระเบียบพิธีการศุลกากรมารองรับการปฏิบัติพิธีการศุลกากรผ่านแดนสำหรับพลังงานไฟฟ้า โดยในระหว่างนี้ กฟผ. ได้ปฏิบัติพิธีศุลกากรโดยดำเนินการชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) สำหรับการขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา EPWA ในฐานะผู้นำเข้า-ส่งออก พลังงานไฟฟ้าไปเป็นเงินรวม 3.65 ล้านบาท ในขณะที่มีรายได้จากค่า Wheeling Charge 8.35 ล้านบาท (ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2562) โดยกรมสรรพากร ได้ให้ความเห็นในเบื้องต้นว่าการที่ กฟผ. ต้องเป็นผู้ปฏิบัติพิธีการศุลกากรเพื่อนำเข้าไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่มที่กรมศุลกากร กฟผ. อาจจะไม่สามารถขอคืนภาษีซื้อจากการนำเข้าได้ เนื่องด้วยตามสัญญา EPWA กฟผ. ไม่ได้เป็นผู้ซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และค่า Wheeling Charge ที่ กฟผ. จะต้องเรียกเก็บจาก สปป.ลาว อาจจะไม่เข้าลักษณะเป็นการให้บริการขนส่งในราชอาณาจักร ที่จะได้รับยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่ม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า การซื้อขายไฟฟ้า LTM-PIP ระยะที่ 2 เป็นการรองรับการพัฒนาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้เชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) และส่งเสริมให้เกิดการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าประเทศสมาชิกอาเซียนตามแผนของ ASEAN Power Grid (APG) และเป็นการปูทางไปสู่การเป็นศูนย์กลางการซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 โดยให้ กฟผ. ลงนามสัญญาดังกล่าว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก นอกจากนี้ โครงการ LTM-PIP กฟผ. เป็นเพียงผู้ส่งผ่านพลังงานไฟฟ้า ไม่ได้เป็นผู้ซื้อหรือผู้ขาย ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรเสนอให้กระทรวงการคลังพิจารณาแนวทางหรือมาตรการในการยกเว้นภาษีสำหรับโครงการดังกล่าวรวมถึงโครงการอื่นๆ ที่จะต้องรองรับการเชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) ในอนาคต ให้กับ กฟผ. เพื่อเป็นการสนับสนุนการดำเนินการรองรับการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าดังกล่าว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม Energy Purchase and Wheeling Agreement (EPWA) สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะ 2 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ทันที เพื่อให้สัญญา EPWA มีความต่อเนื่อง ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. มอบหมายให้ กระทรวงการคลัง พิจารณาในประเด็นการขอยกเว้นภาษีศุลกากรและภาษีมูลค่าเพิ่ม สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้าและหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ (สัญญาฯ) และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ผ่านการพิจารณาของอัยการสูงสุด โดยให้มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามสัญญาฯ และเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามสัญญาดังกล่าว โดยภายใต้สัญญาฯ ทั้ง 2 สัญญา ได้กำหนดจุดเชื่อมโยงเพื่อรับส่งพลังงานไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีจุดเชื่อมโยง 4 จุด ได้แก่ หนองคาย - เวียงจันทน์ บึงกาฬ - ปากซัน นครพนม- ท่าแขก และ มุกดาหาร - ปากบ่อ และ (2) โครงการเขื่อนเซเสด มีจุดเชื่อมโยง 1 จุด คือ สิรินธร - บังเยาะ ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้ทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) เรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ - ปากลาย (ซึ่งยังไม่ได้กำหนดไว้ในสัญญา) และเพื่อให้สามารถรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้เพิ่มขึ้น จึงได้เสนอให้มีการพิจารณาเพิ่มจุดเชื่อมโยงในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบัน การก่อสร้างระบบส่งและสถานีไฟฟ้าโครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ – ปากลาย ประเทศไทยใช้งบประมาณก่อสร้างรวม 135 ล้านบาท ประกอบด้วย ค่าก่อสร้างสถานีไฟฟ้าท่าลี่ 97.5 ล้านบาท และค่าก่อสร้างสายส่ง 37.5 ล้านบาท และสายส่ง 115 kV ณ จุด ปากลายดำเนินการเสร็จเรียบร้อยแล้ว ในขณะที่สายส่ง 115 kV ณ จุดท่าลี่ คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2563
2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีกำลังการผลิต 290 เมกะวัตต์ และสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด มีกำลังการผลิต 209 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองสัญญามีจุดเชื่อมโยงรวมทั้งหมด 5 จุดสามารถส่งไฟฟ้าได้ 500 เมกะวัตต์ ซึ่งแต่ละจุดเชื่อมโยง กฟผ. - ฟฟล. มีความสามารถสายส่งทั้ง 2 สัญญา เท่ากับ 1,190 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สายส่ง กฟผ. มีความสามารถรองรับไฟฟ้าได้ประมาณ 1,200 เมกะวัตต์ แต่หาก ฟฟล. ส่งไฟฟ้าเกิน 500 เมกะวัตต์ จะทำให้เกิดการแกว่ง (Oscillation) ในระบบได้ ดังนั้น การซื้อไฟฟ้าจาก ฟฟล. จึงจำกัดอยู่ที่ 500 เมกะวัตต์ แต่หากเพิ่มจุดเชื่อมโยง ท่าลี่ – ปากลาย อีกหนึ่งจุด จะสามารถส่งไฟฟ้าได้เพิ่มอีก 100 เมกะวัตต์ ทำให้ศักยภาพระบบส่งมากกว่ากำลังผลิตที่ระบุในสัญญา ทั้งนี้ ในกรณีเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าจุดใหม่ จะทำให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาเดิมของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้า 115 kV ท่าลี่-ปากลาย ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1
2. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถพิจารณาการเพิ่มจุดซื้อขาย ไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสดได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ทั้งนี้ การเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะต้องไม่มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคา
เรื่องที่ 6 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 สำหรับปี 2558 - 2560 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 รับทราบมติ กพช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2558 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 มีผลบังคับใช้ โดย กกพ. ได้จัดทำเป็นคู่มือการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558
2. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 - 2563 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการต่อไป โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าต้องเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม สะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ (2) อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะและผู้ใช้ไฟฟ้าที่เชื่อมโยงกับโครงข่ายระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก อย่างชัดเจนและโปร่งใส ตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้า จะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้ทบทวนหลักเกณฑ์การปรับปรุงประสิทธิภาพที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน หรือเพิ่มเติมมาตรการจูงใจต่อการไฟฟ้าในการปรับปรุงประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถบริหารจัดการทางการเงินได้โดยมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว ให้อัตราผลตอบแทนทางการเงินอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) ที่สะท้อนต้นทุนเงินทุนโดยเฉลี่ยของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งเป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และ (6) กำหนดให้มีบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และมีการประเมินบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าหลังจากสิ้นปีบัญชีเป็นประจำทุกปี ทั้งนี้ นโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้านี้ สอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558-2560 โดยมีการเพิ่มนโยบายในข้อ 3 คือการแยกต้นทุนเป็นรายกิจการและระดับภูมิภาค เพื่อเป็นข้อมูลในการออกนโยบายและการกำกับดูแลต่อไป
3. กกพ. ได้กำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 ตามหลักการที่สำคัญที่ กพช. มอบหมายดังนี้ (1) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุน กกพ. จะพิจารณาสินทรัพย์ภายใต้การกำกับดูแลให้ได้รับอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุน รวมทั้งกำกับค่าใช้จ่ายดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพ นอกจากนี้ ได้ปรับอัตราค่าไฟฟ้าผันแปรตามสูตร Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อให้สะท้อนการเปลี่ยนแปลงของราคาเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (2) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าราคาเดียวกันในทุกภูมิภาค (Uniform Tariff) และดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย สำหรับประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ชนบทห่างไกล การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จะชดเชยรายได้ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย กกพ. ได้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560 ศาลปกครองกลางมีคำพิพากษาเพิกถอนมติในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีไปให้กิจการขนาดกลาง ใหญ่ เฉพาะอย่าง และองค์กรไม่แสวงหากำไร กกพ. จึงมีมติให้ปรับอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราวตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2561 (3) ด้านการกำกับให้มีการแยกต้นทุนตามประเภทกิจการ กกพ. ได้ออกประกาศให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลบัญชีและการเงินของธุรกิจที่อยู่ภายใต้การกำกับกิจการพลังงานตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและเปิดเผยข้อมูล (4) ด้านการกำกับการลงทุนและค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้า กกพ. ได้กำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ติดตามผลการลงทุน รวมทั้งกำหนดค่าปรับหากการไฟฟ้าทั้งสามไม่ลงทุนตามแผน และนำเงินดังกล่าวส่งคืนประชาชนผ่านอัตราค่าไฟฟ้า (5) ด้านการกำกับฐานะการเงินของการไฟฟ้า ได้กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงินเพื่อให้ฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าเพียงพอต่อการดำเนินงานและการลงทุน และ (6) กกพ. เรียกคืนค่าไฟฟ้าจากการลงทุนของการไฟฟ้าทั้งสามที่ต่ำกว่าแผน (Claw Back) ปี 2559 – 2560 และฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าทั้งสาม ปี 2557-2560 ให้อยู่ในเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด รวมทั้งสิ้น 30,682.36 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้นำเงินดังกล่าวไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชนในปี 2562 ผ่านกลไกค่า Ft รวมเป็นเงิน 14,343 ล้านบาท ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้สำหรับปี 2561 - 2562 ยังคงเป็นไปตามกรอบที่ กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560
4. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2563 กกพ. ยังจะคงกำกับอัตราค่าไฟฟ้าตามให้เป็นไปตามหลักการที่ กพช. มอบไว้เมื่อปี 2558 เช่นเดียวกับที่ผ่านมาในปี 2561 - 2562 ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน เหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคมสะท้อนต้นทุนและเป็นไปตามสภาพทางเศรษฐกิจ โดยปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ทุกๆ 4 เดือน (2) อัตราค่าไฟฟ้าส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งแบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าออกเป็น 8 ประเภท รวมทั้งดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยให้ได้ใช้ไฟฟ้าฟรีผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มาตรา 97(1) (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ โดยการไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลทางบัญชีเพื่อการกำกับดูแลและการเปิดเผยข้อมูล โดยแบ่งแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้ามีการกำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และควบคุมค่าใช้จ่ายตามหลัก CPI-X (การไฟฟ้าทั้งสามมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการ โดยกำหนดความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ซึ่งกำหนดอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนไม่สูงกว่าค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ตามหลัก Rate of Return และ (6) มีกลไกการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดบทปรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน (Claw Back) และประเมินบทปรับหลังจากสิ้นปีบัญชีของทุกปี ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างศึกษาอัตราค่าบริการเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Ancillary Service Charge) การศึกษาแยกต้นทุนรายกิจการและในระดับภูมิภาค และอยู่ระหว่างการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP 2018) นโยบายการกำหนดโครงสร้างกิจการไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาการเปลี่ยนแปลงของเทคโนโลยีใหม่ๆ ที่จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2559–2563 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มเติมจากนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554–2558 ในส่วนของการส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค และการกำหนดให้มีแยกต้นทุนของแต่ละกิจการอย่างชัดเจนโปร่งใสตรวจสอบได้ โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง คือ การจัดให้มีกลไกชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าตามความเหมาะสมของฐานะการเงินของการไฟฟ้าและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีการทบทวนทุกปี (2) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คือ ให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมการพัฒนาไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ สำหรับอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษและผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างประเทศที่เชื่อมโยงกับไทย รวมทั้งให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่ส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้ไฟฟ้ารวมถึงการจัดการในช่วงการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วง Peak และอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าของประเทศ ทั้งในส่วนค่าธรรมเนียมพิเศษ ตามมาตรา 42 ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและมาตรการ EERS ตามแผน EEP2015 และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดให้มีการทบทวนวิธีการและอัตราเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า (กองทุนฯ) ตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและเกิดประโยชน์สูงสุดกับประชาชน และเป็นไปตามวัตถุประสงค์การจัดตั้งกองทุนฯ ซึ่งปัจจุบัน หาก กกพ. เสนอขอใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554 - 2558 สำหรับการกำกับอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2561-2563 ไปพลางก่อน ระหว่างการปรับปรุงนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฉบับใหม่ (พ.ศ. 2564–2568) ขอให้ กกพ. ดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และหากพบปัญหาในการดำเนินงานขอให้แจ้งกระทรวงพลังงานทราบเพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาจัดทำนโยบายในระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 สำหรับใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าปี 2561 – 2563
สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อนจนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2560 กกพ. ได้ออกระเบียบกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า โดยกำหนดเกณฑ์การอนุญาตตามขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ขึ้นไป (หรือขนาดตั้งแต่ 1.0 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. (2) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าต่ำกว่า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (ให้มาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อขอยกเว้นตามพระราชกฤษฎีกากําหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2552)
2. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox) และเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิเข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ซึ่งมีโครงการที่ผ่านการพิจารณาคัดเลือก จำนวนทั้งหมด 34 โครงการ รวมถึงโครงการที่เสนอขอศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมข้อมูลจากผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ซึ่งสรุปได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 170 โครงการมีกำลังไฟฟ้าติดตั้งรวม 9,399.44 กิโลโวลต์แอมแปร์ (หรือประมาณ 9.4 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ซึ่งเข้าข่ายได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตทั้งหมด (2) การประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จะต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเพื่อมาจำหน่ายให้กับยานยนต์ไฟฟ้าที่มารับบริการอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้นผลประกอบการจึงขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งแบ่งเป็น (1) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าน้อยรายและไม่ต่อเนื่อง จะมีการใช้กำลังไฟฟ้าชาร์จที่สูงและเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนสูงถึง 66% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงถึง 13.20 บาทต่อหน่วย (2) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนมากและสม่ำเสมอ จะเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนเพียง 10% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 4.83 บาทต่อหน่วย ต้นทุนค่าไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าจึงขึ้นอยู่กับความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand) ระยะเวลาที่ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า และจำนวนผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้น เมื่อมีผู้ใช้บริการสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนน้อยรายและไม่ต่อเนื่องโดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นการเปิดกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จึงทำให้สถานีอัดประจุไฟฟ้ามีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงมากไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เป็นเหตุให้ผู้ประกอบการฯ เสนอขอผ่อนปรนกฎและระเบียบที่เกี่ยวข้องภายใต้โครงการ ERC Sandbox
3. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 คณะทำงานดำเนินงานโครงการ ERC Sandbox ได้หารือกับผู้ประกอบการฯ ซึ่งสรุปข้อเสนอแนวทางการดำเนินการเพื่อขอผ่อนปรนกฎและระเบียบต่างๆ ภายใต้โครงการ ERC Sandbox ดังนี้ (1) กำหนดให้การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายกาฟฟ้า (Grid capacity) ซึ่งจำเป็นต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อตรวจวัดและควบคุมสถานีอัดประจุไฟฟ้าในสายป้อน (Feeder) ที่เกี่ยวข้อง และติดตั้งระบบตรวจวัดและควบคุมรวมทั้งระบบสื่อสาร ซึ่งผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น (2) ขอให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการส่งเสริมส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในวงกว้างต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่อง การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า เห็นว่าการส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก ควรคำนึงถึงต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้เกิดการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่า มีประสิทธิภาพ จึงมีมติเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบอำนาจให้ กกพ. และ กบง. สามารถพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าในโครงการ ERC Sandbox เพื่อศึกษาอัตราค่าบริการที่เหมาะสมต่อสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
4. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และได้มีมติเห็นควรนำเสนอ กพช. มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนด อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 8 การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งรายอันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดย (1) ให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และ (2) เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ.จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้รับทราบเรื่องสถานการณ์ LNG ในปัจจุบันได้เปลี่ยนแปลงไป โดยการจัดหา LNG ในประเทศไม่ได้ลดลง ปริมาณความต้องการใช้ LNG ก็ไม่ได้เพิ่มสูงขึ้นตามที่ได้ประมาณการไว้ จึงมีความเสี่ยงที่การนำเข้า LNG ของ กฟผ. อาจเกิดภาระ Take or Pay และอาจส่งผลกระทบต่อ ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นประมาณ 2 สตางค์/หน่วย ขณะที่ราคา LNG มีแนวโน้มจะลดลง ราคา LNG Spot ลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4 USD/MMBTU ดังนั้น อาจมีความจำเป็นต้องพิจารณาทบทวนการแบ่งราคา LNG เป็น 2 Pool และข้อจำกัดของกฎหมายในกรณีที่ กฟผ. จะนำ LNG ไปจำหน่ายในตลาดอื่นก่อนดำเนินการต่างๆ ซึ่งจากการพิจารณาปัจจัยที่เกี่ยวข้องแล้ว กบง. จึงได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตันสำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) ให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP) (5) ให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมาย ให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
4. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยเห็นชอบความเหมาะสมของปริมาณการนำเข้า LNG แบบ Spot ในปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน นำเข้าจำนวน 2 ลำเรือ ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไข ดังนี้ (1) Slot Available: PTTLNG แจ้ง Slot หมายถึง ช่วงเวลาในการรับเรือโดยคำนึงถึงเวลา ที่ใช้ในการรับมอบ LNG การเก็บรักษาและการแปรสภาพ LNG ล่วงหน้า 3-5 Slot/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use It or Lose It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal: กำหนดอัตรา Send out Rate ตามแผน การใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระ ค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริงโดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคามีเกณฑ์ ดังนี้ 1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง 2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า ที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ 3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must Take (5) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ กฟผ. ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (6) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) – (3) ข้างต้น และ (7) ให้ กฟผ. และ กกพ. รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
5. การดำเนินการเตรียมความพร้อม Shipper รายใหม่ ยังคงอยู่ในกรอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมี กฟผ. เป็นหน่วยงานนำร่องเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ แต่มีรายละเอียดในทางปฏิบัติที่มีความต่างไปจากแนวทางที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนที่จะให้ กฟผ. เป็น Shipper รายใหม่ โดยนำเข้า LNG ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยเหตุเกิดจากข้อมูลที่หน่วยงานต่างๆ ได้รวบรวมเสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมแต่ละครั้ง สะท้อนถึงสถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีการเปลี่ยนแปลงไปจากที่คาดการณ์ไว้ และเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ตลอดจนหลีกเลี่ยงความเสี่ยงที่อาจมีผลกระทบต่อประชาชนและภาวะการเติบเศรษฐกิจของประเทศ กบง. จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 200,000 ตัน และกำหนดแนวทางในการนำเข้าและคิดค่าใช้จ่ายต่างๆ ดังความละเอียดแจ้งแล้วตามข้อ 2 และเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่
2. ให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ที่ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
3. เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562
4. เห็นชอบโครงสร้างราคา LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้
4.1 เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้า ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง
4.2 ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้
4.3 หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็นการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็นต้องรับซื้อขั้นต่ำตามสัญญา (Must Take)
5. เห็นชอบโรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1
6. เห็นชอบค่าใช้จ่ายในการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้
ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า +ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin
โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562
7. การดำเนินการตามข้อ 3. – 6. ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.)
8. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ข้อเสนอแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานระยะแรก (พ.ศ. 2561 – 2565) ประเด็นการปฏิรูป ด้านเทคโนโลยี นวัตกรรม และโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย 2 ประเด็นการปฏิรูป ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 16 การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและแนวทางการดำเนินการพัฒนาอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า และสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด ตลอดจนสามารถวางแผนด้านพลังงานเพื่อรองรับได้อย่างมีประสิทธิภาพ และ (2) ประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน และอุตสาหกรรมต่อเนื่องอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงมีการพัฒนาเทคโนโลยี และการนำเอาระบบกักเก็บพลังงานมาใช้พัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศอย่างเป็นรูปธรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งที่แต่งตั้งคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงาน 5 คณะ โดยมีคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงานด้านเทคโนโลยี นวัตกรรมและโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน เป็นคณะที่ 5 ซึ่งมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นประธานอนุทำงาน และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุทำงานและเลขานุการ
2. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้มีข้อเสนอแนวทางในการดำเนินการปฏิรูปประเด็นการปฏิรูปที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) ให้รัฐบาลจัดตั้งคณะกรรมการร่วมภาครัฐ เอกชน และนักวิชาการ ภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) ประเภทแบตเตอรี่ (Battery) เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และกำหนดการนำมาใช้ในระบบสายส่งในภาคพลังงานภายใน 1 ปี โดยมีองค์ประกอบ ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมายเป็นประธาน มีหน่วยงานภาครัฐ (กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน และกระทรวงการอุดมศึกษา วิทยาศาสตร์ วิจัยและนวัตกรรม) รัฐวิสาหกิจ (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง) และภาคเอกชน เป็นกรรมการ และมีผู้แทนจากกระทรวงพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนา และจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานครอบคลุมเรื่องการกำหนดมาตรการส่งเสริมการผลิตและการใช้ระบบกักเก็บพลังงาน การกำหนดมาตรฐานและข้อกำหนดที่เกี่ยวข้อง การส่งเสริมการนำวิธีการ Reverse Engineering มาใช้ในการปรับปรุงกฎหมายเพื่อรองรับการดำเนินการ และ (3) ปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ แผนอนุรักษ์พลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศ
3. คณะอนุทำงาน ได้มีการดำเนินการดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 ได้พิจารณาร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พร้อมทั้งได้รับทราบการดำเนินงานด้านการส่งเสริมการวิจัยพัฒนา ได้แก่ การสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน Energy Storage ในการใช้งานในด้านความมั่นคงและภัยพิบัติ ด้านอุตสาหกรรม ด้านพลังงานทดแทนในพื้นที่ห่างไกล และยานยนต์ไฟฟ้า การวิจัยและพัฒนาระบบการบริหารจัดการแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าแบบผสมผสานขนาดเล็กมากและสายจำหน่ายไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล (Micro grid) การวิจัยแบบจำลองทางธุรกิจสำหรับระบบสะสมพลังงาน และการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ระบบกักเก็บพลังงานสำหรับที่อยู่อาศัย ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม เป็นต้น และด้านการสาธิตการนำไปใช้ประโยชน์ ได้นำร่องการใช้งาน Energy Storage ขนาดใหญ่กับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูง การนำร่อง Micro grid ภายในสำนักงานกลาง กฟผ. โครงการ Energy Storage System Pilot Project สำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยปทุมวัน และการพัฒนาอุปกรณ์กักเก็บพลังงานต้นแบบสำหรับรถตุ๊กตุ๊กไฟฟ้า เป็นต้น (2) เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2562 ได้เห็นชอบร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ที่ได้มีการปรับปรุงตามความเห็นของคณะอนุทำงานฯ และให้ สนพ. ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยคณะกรรมการฯ มีรองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งจากภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ ภาคเอกชน และฝ่ายวิชาการ เป็นกรรมการ และผู้อำนวยการ สนพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ คณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ในการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการนำระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ มาใช้ในประเทศและเป็นโอกาสในการส่งเสริมอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ กำหนดเป้าหมาย และจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ รวมถึงปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องและเป็นประโยชน์ต่อการขับเคลื่อนแผนปฏิบัติการให้เป็นรูปธรรมต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2564 ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอ โดยให้ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ ในช่วงปี 2560 - 2564 ในวงเงินปีละ 12,000 ล้านบาท ภายในวงเงิน 60,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุง แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว โดยแบ่งตามสัดส่วนได้ดังนี้ (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพร้อยละ 67 (2) แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 30 และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ ร้อยละ 3 ทั้งนี้ สัดส่วนการจัดสรรเงินของแผนเพิ่มประสิทธิภาพใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงไม่เกินร้อยละ 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2561 (เพิ่มเติม) สนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2562 ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์พลังงาน ซึ่งมี 3 แผน คือ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทนและแผนบริหารทางกลยุทธ์ (2) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี และ (3) กลุ่มงานสนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน
3. ระเบียบคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ว่าด้วยการบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2560 ข้อ 7 ให้มีสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) เป็นสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการ และคณะอนุกรรมการที่คณะกรรมการแต่งตั้ง และมีอำนาจหน้าที่ในการดำเนินงานต่างๆ ในภารกิจที่เกี่ยวกับกองทุนฯ ประกอบกับ ส.กทอ. เป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบจากกระทรวงพลังงานให้บริหารจัดการเงินกองทุนฯ ตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ดังนั้น ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงและจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ใหม่ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 เพื่อเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ โดยได้ศึกษาจากข้อมูลที่เกี่ยวข้องดังต่อไปนี้ (1) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561ที่ได้เห็นชอบให้ปรับลดอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จาก 25 สตางค์ต่อลิตร เป็น 10 สตางค์ต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 ซึ่งจะครบระยะเวลาวันที่ 20 เมษายน 2563 ซึ่งการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ทำให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ขาดเสถียรภาพ ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงกรอบวงเงินการจัดสรรเพื่อให้เงินกองทุนฯ มีเสถียรภาพและได้ทำการขยายระยะเวลาการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ โดยปรับลดกรอบวงเงินในการจัดสรรเป็นปีละ 10,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 50,000 ล้านบาท ในระยะเวลา 5 ปี ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2563 – 2567 (2) แผนพลังงานทดแทนมีสัดส่วนความต้องการในการขับเคลื่อนสูงกว่าแผนเพิ่มประสิทธิภาพ การใช้พลังงาน ตามนโยบายรัฐบาล (3) โครงการในแผนพลังงานทดแทนที่ยื่นขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2562 ที่ผ่านมามีความต้องการสูงกว่าโครงการในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่นปี 2562 (รอบ 2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ขอรับการสนับสนุนร้อยละ 32 แผนพลังงานทดแทนร้อยละ 67 (4) โครงการที่อยู่ในแผนพลังงานทดแทน มีศักยภาพในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สูงกว่าโครงการที่อยู่ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (5) มีหลายภาคส่วนที่มีความต้องการผลิตและใช้พลังงานทดแทนในระดับเชิงพื้นที่ขาดแรงจูงใจในการเข้าถึงเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (6) ปัจจุบันมีเทคโนโลยีด้านพลังงานที่ทันสมัยอีกหลายอย่างที่รอการส่งเสริม เพื่อผลักดันให้เป็นต้นแบบในการขยายผลนำไปสู่การขับเคลื่อนแผนพลังงาน เพื่อให้ทันต่อสถานการณ์ Disruptive Technology ซึ่งกระทรวงพลังงานจะใช้กองทุนฯ เข้าไปส่งเสริมให้เกิดการพัฒนานวัตกรรมใหม่ๆ ให้เกิดผล และ (7) ศักยภาพด้านพลังงานทดแทนมีปริมาณมากเพียงพอที่จะส่งเสริมให้ได้รับการสนับสนุน ในขณะที่การอนุรักษ์พลังงานมีกฎหมายและหน่วยงานที่ใช้บังคับให้มีประสิทธิภาพอยู่แล้ว
4. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ. 2563 – 2567 เพื่อส่งเสริม สนับสนุน ช่วยเหลือ อุดหนุนให้เกิดการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเพิ่มมากขึ้น เป็นไปตามวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนฯ ตามความในมาตรา 25 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ภายใต้กรอบ แผนนโยบาย และข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการจัดสรรเงินกองทุนที่ผ่านมา ดังต่อไปนี้ (1) แผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 – 2579 โดยกำหนดกรอบการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานรายภาคเศรษฐกิจหลัก มีเป้าหมายจะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 หรือลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศลง 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมุ่งเน้นยุทธศาสตร์ส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ทั้งการผลิตไฟฟ้า ผลิตความร้อน และใช้เป็นเชื้อเพลิงชีวภาพของการใช้พลังงานรวมทั้งหมด มีเป้าหมายทำให้สัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากเดิม 24,633 ktoe ในปี พ.ศ. 2564 เพิ่มเป็น 39,389 ktoe ในปี พ.ศ. 2579 คิดเป็นร้อยละ 30 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ (3) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี (4) แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 (5) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย PDP 2018 (6) กระแสการใช้จ่ายเงิน การเก็บเงินเข้ากองทุน (7) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการผลิตและใช้พลังงานตามมาตรการที่เหมาะสม ระดับประเทศในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (NAMA) ตามข้อตกลงร่วมกันที่มีการผูกมัดบางส่วน เป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจก (Partly Legal binding agreement) สู่เป้าหมายที่ ท้าทายและสมดุล (Balanced and Ambitious goal) จากการประชุมรัฐภาคีกรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP 21) (8) ถ้อยแถลงของ นายกรัฐมนตรี ในการประชุมระดับสูงของประมุขของรัฐและหัวหน้ารัฐบาลในระหว่างการประชุม COP 21 ประเทศไทยจะพยายามลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 - 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 จากกรณีปกติ (9) แนวโน้มความสามารถในการใช้จ่ายเงินกองทุน และ (10) แนวโน้มข้อเสนอโครงการที่มีผู้ขอรับการสนับสนุน ส.กทอ. จึงได้จัดทำโครงสร้างและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ไว้ แบ่งเป็น แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ร้อยละ 50 แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 47 และแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ร้อยละ 3ทั้งนี้ สัดส่วนของการจัดสรรเงินของแต่ละแผนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ไม่เกินร้อยละ 10
5. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญพร้อมกับขอขยายเวลาของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ทั้งนี้มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
เรื่องที่ 11 ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหาร และพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย รวมทั้งมีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีหัวหน้า ส่วนราชการต่างๆ เป็นกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 11 คน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนามาตรการทางด้านพลังงาน บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่ กพช. มอบหมาย ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยให้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม
2. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ) ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562 และมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป โดย พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ขึ้น และมีการแบ่งอำนาจและหน้าที่ กบง. ที่เกี่ยวข้อง กับกองทุนน้ำมันฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ข้อ 3 (3) “กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมาย รวมทั้งปฏิบัติงานอื่นตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมายในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และตามกฎหมายว่าด้วยการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” เป็น 2 ส่วน โดยส่วนที่ 1 ถ่ายโอนอำนาจและหน้าที่ไปให้ คบน. ปรากฏใน พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ มาตรา 14 (4) “กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 27 อัตราเงินชดเชยตามมาตรา 29 อัตราเงินคืนจากกองทุนตามมาตรา 31 และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนตามมาตรา ๓๒ โดยอาจกำหนดตามประเภท การใช้ และแหล่งที่มาของน้ำมันเชื้อเพลิง ก็ได้” และส่วนที่ 2อำนาจและหน้าที่ กบง. ปรากฏในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 ข้อ 3 ดังนี้ (1) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่าย ณ โรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร (2) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและค่าการตลาด สำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและอัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง หรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง (4) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก (5) กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ (6) ปฏิบัติหน้าที่อื่นตามคำสั่งนี้ และ (7) ปฏิบัติหน้าที่ตามที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย ดังนั้นเพื่อให้อำนาจและหน้าที่ของ กบง. สอดคล้องกับการปฏิบัติงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ กบง. ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยขอตัดอำนาจและหน้าที่ข้อ 3 (3) ออก
3. เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา กบง. มีภารกิจในการพิจารณาเรื่องนโยบายไฟฟ้าเป็นจำนวนมากจึงเห็นควรให้เพิ่ม เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน อีกตำแหน่งหนึ่ง
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายของ กบง. ภายใต้คำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่คำสั่งนี้ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศ กบง. ตามคำสั่งใหม่ออกบังคับใช้แทน และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 12 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป ต่อมา ปตท. ได้มีข้อเสนอปรับปรุงโครงสร้างการเสนอขายหุ้นของ PTTOR เกี่ยวกับสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน PTTOR และการเสนอขายหุ้นสามัญของ PTTOR ให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ปตท. และได้รายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบ เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 148 วันพุธที่ 11 กันยายน พ.ศ. 2562
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 148)
เมื่อวันพุธที่ 11 กันยายน พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
2. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
3. กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (รัฐบาลพลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) แถลงนโยบายต่อรัฐสภา โดยมีนโยบายที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงานที่สำคัญ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนจากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาเพิ่มมูลค่า (2) การพัฒนาสาธารณูปโภคพื้นฐาน เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานให้สามารถพึ่งพาตนเองได้ กระจายชนิดของเชื้อเพลิงทั้งจากฟอสซิลและจากพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม สนับสนุนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนตามศักยภาพของแหล่งเชื้อเพลิงในพื้นที่ เปิดโอกาสให้ชุมชนและประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตและบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่ ส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 และ B100 เพื่อเพิ่มการใช้น้ำมันปาล์มดิบ และจัดทำแนวทางการใช้มาตรฐานน้ำมัน EURO5 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีด้านพลังงาน รวมทั้งสนับสนุนให้เกิดโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และให้มีราคาพลังงานสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (3) ยกระดับโครงข่ายระบบไฟฟ้าและพลังงานให้มีความทันสมัย ทั่วถึง เพียงพอ มั่นคง และมีเสถียรภาพ ทั้งนี้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีแนวนโยบายการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยมุ่งเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable) พลังงานต้องมีต้นทุนราคา ที่เป็นธรรมสามารถยอมรับได้ ประชาชนสามารถเข้าถึงได้ (Affordable) และส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาเศรษฐกิจ ด้วยการสร้างกลไกให้ชุมชนเข้ามามีส่วนร่วมด้านพลังงาน สร้างงานและสร้างรายได้ให้ชุมชนในระดับฐานรากของประเทศ (Energy for all) โดยการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า มุ่งเน้นให้มีการผลิตพลังงานไฟฟ้า ในชุมชนตามศักยภาพเชื้อเพลิงพลังงานสะอาดที่หาได้ในพื้นที่และนำไปใช้ในพื้นที่เป็นหลัก ประชาชนสามารถเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าได้อย่างทั่วถึง ราคาถูก โดยอาจใช้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นเครื่องมือในการส่งเสริมการขับเคลื่อนโครงการ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
2.1 หลักการและเหตุผล (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน ตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (4) สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า (5) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและ การจำหน่ายไฟฟ้า (6) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ
2.2 กรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชน ประกอบด้วย (1) พื้นที่เป้าหมาย พื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้นๆ (2) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน (4) แนวทางการจัดตั้ง ได้แก่ การให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อให้สามารถดำเนินกิจการได้อย่างมีประสิทธิภาพ การรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP และสอดคล้องกับแผน PDP2018 โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม ในพื้นที่ที่ไม่มีศักยภาพจากพืชพลังงานจะส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ มีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้มีการร่วมทุนในโรงไฟฟ้าชุมชน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุ ทางการเกษตร และ (5) ขั้นตอนการดำเนินงาน ได้แก่ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากที่ได้รับความเห็นชอบ มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ และพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดทางด้านระบบส่งและระบบจำหน่าย เป็นต้น รวมทั้งแก้ไขหลักเกณฑ์ กฎ ระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน จากนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเปิดรับข้อเสนอโรงไฟฟ้าชุมชน ดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าชุมชนมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินปี 2565
2.3 ผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) ชุมชนมีรายได้จากการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าชุมชน และลดภาระค่าใช้จ่ายของชุมชน (2) ชุมชนมีรายได้จากการจำหน่ายวัสดุทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (3) เกิดการสร้างงาน สร้างอาชีพ และสร้างความเข้มแข็งในชุมชน ลดการย้ายถิ่นฐานของแรงงาน (4) เกิดการจับจ่ายใช้สอยในพื้นที่ ก่อให้เกิดการหมุนเวียนของเศรษฐกิจในชุมชน และ (5) ชุมชนสามารถนำไฟฟ้าที่ผลิตได้ สร้างมูลค่าเพิ่มในการประกอบอาชีพของชุมชน เช่น ห้องเย็น เครื่องจักรแปรรูปการเกษตร เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. เห็นชอบให้นำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เช่น
2.1 โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ
2.2 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม
2.3 ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ
2.4 ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหา การเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5
2.5 ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจน โปร่งใส และ เป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย
2.6 ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ
3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานดำเนินการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้เร่งส่งเสริมให้รถยนต์ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 อย่างต่อเนื่อง โดยให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา บี7 อยู่ที่ 1 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่า บี7 อยู่ที่ 5 บาทต่อลิตร หรือหมายถึงส่วนต่างราคาขายปลีกฯ บี10 และ บี20 ต่างกัน 4 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ยอดจำหน่าย บี10 และ บี20 เติบโตอย่างก้าวกระโดด ซึ่งเป็นผลดีในการส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล บี100 เพิ่มขึ้น ทำให้ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm Oil; CPO) สูงขึ้น และเกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น รวมถึงช่วยลดมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM 2.5) ปัจจุบันการใช้น้ำมัน บี7 ยังคงเป็นน้ำมันที่มีสัดส่วนการใช้สูงสุดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ประมาณ 55.3 ล้านลิตรต่อวัน โดยคิดเป็นร้อยละ 89 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด ในขณะที่การใช้ บี20 อยู่ที่ระดับประมาณ 6.7 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ประมาณ 5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรับภาระชดเชยประมาณ 875 ล้านบาทต่อเดือน และหากการใช้น้ำมัน บี20 มีอัตราเพิ่มขึ้นเกินกว่าเป้าหมายมาก จะทำให้ปริมาณ CPO ภาพรวมทั้งประเทศที่ผลิตได้ไม่เพียงพอ
2. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล เพื่อยกระดับการใช้น้ำมันดีเซลจาก บี7 ไปสู่การใช้ บี10 เป็นน้ำมันพื้นฐานของประเทศอย่างเต็มรูปแบบในปี 2563 และ บี20 เป็นน้ำมันทางเลือกของกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยมีแนวทางการส่งเสริม ดังนี้ (1) ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี10 ให้ต่ำกว่า บี7 จาก 1 บาทต่อลิตร เป็น 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี20 ให้ต่ำกว่า บี7 จาก 5 บาทต่อลิตร เป็น 3 บาทต่อลิตร หลังการปรับส่วนต่างราคาน้ำมันดังกล่าว คาดว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 การใช้น้ำมัน บี7 ลดลงมาอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว หรือประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน ส่วนการใช้น้ำมัน บี10 เพิ่มขึ้นทดแทนการใช้น้ำมัน บี7 อยู่ที่ระดับร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว หรือประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน และการใช้น้ำมัน บี20 ลดลงมาอยู่ที่ระดับไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน ทั้งนี้ ตามที่รัฐบาลมีนโยบายประกันรายได้ปาล์มน้ำมันที่ระดับ 4 บาทต่อกิโลกรัม อาจทำให้ราคา บี100 เพิ่มขึ้นประมาณ 7 บาทต่อลิตร ซึ่งอาจทำให้ราคาขายปลีก บี7 บี 10 และ บี 20 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.50 0.70 และ 1.50 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ดังนั้น กรณีที่ราคาขายปลีกมีราคาสูงขึ้นมากจนส่งผลกระทบต่อประชาชน เห็นควรให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และนำเงินที่กองทุนน้ำมันฯ สะสมไว้มาชดเชยได้ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมัน บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน และให้น้ำมัน บี7 และ บี20 เป็นทางเลือกสำหรับรถบรรทุก รวมทั้งประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ทั้งนี้ ประโยชน์จากการดำเนินการดังกล่าวจะช่วยดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ ตลอดจนสร้างความมั่นคงทางพลังงานในการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของวัตถุดิบที่สามารถผลิตได้ในประเทศมากขึ้น ความต้องการใช้ บี100 ที่เพิ่มขึ้นจะช่วยรักษาเสถียรภาพระดับราคา CPO ของประเทศ ทำให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง นอกจากนี้ ยังช่วยลดปัญหาสิ่งแวดล้อมด้านมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก PM 2.5 ในภาคคมนาคมขนส่ง
3. ความพร้อมในการดำเนินการด้านอื่นๆ ได้แก่ (1) ความพร้อมของปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) โดยสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร คาดการณ์ปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันปี 2562 ครึ่งปีหลัง จะมีผลผลิตออกสู่ตลาดประมาณ 7.490 ล้านตัน ลดลงร้อยละ 19.5 เมื่อเทียบกับช่วงครึ่งปีแรกของปี 2562 โดยไตรมาสที่ 4 คาดว่าผลผลิตในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม จะออกสู่ตลาดประมาณ 1.312 ล้านตัน 1.391 ล้านตัน และ 1.208 ล้านตัน ตามลำดับ และกระทรวงพาณิชย์ รายงานปริมาณ CPO คงเหลือ ระหว่าง 24 – 26 กรกฎาคม 2562 มีจำนวน 451,127 ตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.65 จาก ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2562 ซึ่งมีจำนวน 400,441 ตัน ทั้งนี้ ตามเป้าหมายการส่งเสริมการใช้น้ำมัน บี10 ของกระทรวงพลังงาน คาดการณ์ว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 จะมีปริมาณการใช้ บี100 ที่ระดับ 6.2 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่าการใช้ CPO 167,360 ตันต่อเดือน ซึ่งคาดว่าปริมาณ CPO คงเหลือในปัจจุบันและผลผลิตตามที่คาดการณ์ไว้จะสามารถรองรับการผลิต บี100 ได้เพียงพอ (2) ความพร้อมของผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี100) ปัจจุบันมีผู้ผลิต บี100 ทั้งหมด 13 ราย กำลังการผลิตรวม 8,312,242 ลิตรต่อวัน โดยมีผู้ผลิตบี100 สำหรับใช้ผสมเพื่อผลิตเป็น บี10 (ค่าโมโนกลีเซอไรต์ ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก) จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 6,892,242 ลิตรต่อวัน ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการปรับปรุงกระบวนการผลิต (3) ความพร้อมของรถยนต์ ปัจจุบันมีรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล จำนวน 10,466,820 คัน ค่ายรถยนต์รับรองว่าใช้น้ำมัน บี10 ได้ประมาณ 5,231,972 คัน (ร้อยละ 50 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด) ส่วนรถยนต์ดีเซลที่หมดการรับประกันแล้ว จะใช้กลไกส่วนต่างราคาเพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมัน บี10 และ (4) ความพร้อมของผู้ผลิตและผู้จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีความพร้อมและสนับสนุนการดำเนินการตามนโยบายของภาครัฐ โดยขอให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจน รวมทั้งเร่งประชาสัมพันธ์สร้างความเข้าใจเพื่อให้ผู้บริโภคมีความมั่นใจต่อการเปลี่ยนมาใช้น้ำมัน บี10 เพิ่มขึ้น
4. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้เห็นชอบแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมัน บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมัน บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป (2) เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมัน บี7 และ บี20 เป็นทางเลือก และ (3) มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเพื่อให้การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลบรรลุตามวัตถุประสงค์ โดยให้กระทรวงพลังงาน บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันเพื่อใช้บริโภค ให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563 และให้กรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล หมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
2. เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก
3. เห็นชอบการมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเพื่อให้การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลบรรลุตามวัตถุประสงค์ ดังนี้
3.1 ให้กระทรวงพลังงาน บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันเพื่อใช้บริโภค
3.2 ให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563
3.3 ให้กระทรวงพาณิชย์ กรมการค้าภายใน บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ
3.4 ให้กระทรวงพาณิชย์ และกระทรวงพลังงาน ศึกษาห่วงโซ่อุปทานและแนวโน้มความต้องการของน้ำมันปาล์มดิบ ทั้งเพื่อการบริโภคและเพื่อพลังงาน
3.5 ให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เร่งดำเนินการขึ้นทะเบียนเกษตรกรชาวสวนปาล์มให้ครบถ้วน เพื่อให้เกิดความชัดเจนเกี่ยวกับจำนวนเกษตรกร และพื้นที่เพาะปลูกปาล์มทั่วประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พระราชบัญญัติฯ) มีเหตุผลในการประกาศใช้ คือ เพื่อรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงมิให้เกิดผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สมควรจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยกระดับกองทุนฯ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 โดยมีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ทำหน้าที่บริหารกิจการของกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพและเป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งกองทุนฯ รวมทั้งกำหนดโทษทางอาญาสำหรับการกระทำบางประการ เพื่อให้กฎหมายมีสภาพบังคับอันจะส่งผลให้การจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ เป็นไปอย่างเสมอภาคและมีประสิทธิภาพ
2. ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547ฯ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ จะมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องโดยตรง 2 หน่วยงาน คือ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ (2) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) มีหน้าที่จัดหาเงินมาให้กองทุนฯ นำไปชดเชยราคา เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ โดยก่อนถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ สนพ. และ สบพน. ได้เตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ การเตรียม พระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการยุบเลิกสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) การจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง การจัดทำกฎหมายลำดับรอง ระเบียบ ข้อบังคับ ประกาศต่างๆ เป็นต้น นอกจากนี้ การบริหารกองทุนฯ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีบทเฉพาะกาลตามมาตรา 54 ให้นำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547ฯ เฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ที่ใช้บังคับอยู่ในวันก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ นี้ใช้บังคับ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัติฯ จนกว่าจะมีประกาศและระเบียบตามพระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ
3. เพื่อให้การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงเปลี่ยนผ่านเป็นไปอย่างต่อเนื่อง สนพ. และ สบพน. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ดังนี้ (1) การนำข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ ใช้บังคับเมื่อถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ได้ตอบข้อหารือโดยเห็นว่า ในกรณีที่ร่างพระราชบัญญัติฯ ประกาศใช้บังคับเป็นกฎหมาย ย่อมเกิดผลให้มีกลไกกองทุนฯ ตามร่างพระราชบัญญัติฯ ขึ้น อันเป็นกลไกที่ซ้ำซ้อนกับข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ ดังนั้น จึงสมควรทบทวนข้อกำหนดทั้งหมดในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ เพื่อปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีดังกล่าวให้ถูกต้องและเหมาะสมโดยยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ และออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ซึ่งกำหนดเฉพาะมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ไว้เท่าที่จำเป็นและเหมาะสมสอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป (2) การดำเนินงานบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงระยะเวลาเปลี่ยนผ่าน ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ได้ตอบข้อหารือโดยเห็นว่า ตามมาตรา 5 กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤติการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และการดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ดังกล่าวต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนฯ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด สำหรับการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพตามที่ดำเนินการในปัจจุบัน มีการบัญญัติไว้เป็นการเฉพาะในมาตรา 55 จึงไม่ต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ตามที่กำหนดในมาตรา 5 ส่วนกรณีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามที่ดำเนินการในปัจจุบันในระยะเริ่มแรกตามบทเฉพาะกาลนั้น มิได้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ ดังนั้น ถ้ายังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็ไม่สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ นอกจากนี้มีข้อสังเกตว่า เพื่อให้การดำเนินงานบริหารกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงัก ควรเร่งดำเนินการเสนอกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และเร่งจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนฯ เพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ รวมทั้งเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนฯ บรรลุตามวัตถุประสงค์ของกฎหมายต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน เห็นสมควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ (1) (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และ (2) (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
4.1 วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ ดังนี้ (1) สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนหมายความว่ามีเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่ง หรือหลายเหตุการณ์เกิดขึ้น อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในส่วนของน้ำมันเชื้อเพลิง หมายถึงมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาซื้อขายน้ำมันดิบของตลาดที่สำคัญของโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดอ้างอิง มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบอย่างต่อเนื่อง และส่งผลให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร หรือ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสม มากกว่า 30 บาทต่อลิตร ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว หมายถึง มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) มีราคาสูงกว่าราคานำเข้า หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวของตลาดโลกเปลี่ยนแปลง ใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐต่อตัน หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท และ (2) สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ หมายความว่า มีเหตุการณ์ที่ทำให้ปริมาณการผลิตและหรือนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เป็นไปตามแผน โดยมีแนวโน้มอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน
4.2 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม หมายถึง การนำเงินกองทุนฯ ไปใช้จ่ายเพื่อชดเชยให้กับผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเป็นโรงกลั่น หรือผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง หรือผู้ซื้อหรือได้มาซึ่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามมาตรา 29 มาตรา 30 และมาตรา 31 แห่งพระราชบัญญัติฯ โดยให้มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชยดังต่อไปนี้ (1) เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันจะเป็นประโยชน์ต่อความมั่นคงด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ (2) เป็นมาตรการระยะสั้น และ คงหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกตลาดเสรี (3) คำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies)
5. (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่ง สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานโดยมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันพิจารณายกร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ที่กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้เท่าที่จำเป็น และจัดทำรายละเอียดการปรับปรุงโดยเปรียบเทียบคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน โดยยังคงมีหน้าที่และอำนาจเกี่ยวกับการกำหนดหลักเกณฑ์และหรือกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร หรือนำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรือค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรืออัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและหรือกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการฯ เป็นต้น และ (2) ปรับปรุงข้อกำหนด/ข้อห้ามปฏิบัติในการแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซหุงต้ม โดยให้สอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะ ในหน้าที่ตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและกฎหมายการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง
6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ได้มีความเห็นว่า การจัดทำ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการดำเนินการตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 และเป็นไปตามข้อสังเกตของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เพื่อให้การดำเนินงานเกี่ยวกับการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนทั้งในส่วนที่เกี่ยวข้องและ ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงัก กบง. จึงเห็นชอบ (ร่าง) กรอบนโยบาย การบริหารกองทุนฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้เสนอ กพช. เพื่อโปรดพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เห็นชอบ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ กราบเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อโปรดพิจารณาลงนามต่อไป
3. ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเร่งจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ในการประชุมครั้งต่อไป รวมทั้งเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบรรลุตามวัตถุประสงค์ ของกฎหมายต่อไป
กพช.ครั้งที่ 16 วันพฤหัสบดีที่ 24 มกราคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 16)
วันพฤหัสบดีที่ 24 มกราคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.รายงานประจำปี 2560 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018)
5. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว
6. ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
7. แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
8. การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รักษาราชการแทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน กรรมการและเลขานุการ
((นายเพทาย หมุดธรรม)
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,846 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 413 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,001 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 425 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 145 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,516 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,250 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 67.49 ของเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,846 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,148 ราย รวม 8,161 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 96 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,189 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 495 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 1,478 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 11,324 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในช่วงที่ผ่านมา ได้แก่ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ผ่านการคัดเลือก 4 โครงการ ขนาดกำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ซึ่งทั้ง 4 โครงการอยู่ระหว่างอุทธรณ์ขอขยาย SCOD ต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
(2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ผ่านการคัดเลือก 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 41.83 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพเพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ สำหรับพื้นที่จังหวัดปัตตานี ยะลา นราธิวาส และ
4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ผ่านการคัดเลือก 3 โครงการ รวมกำลังผลิตติดตั้ง 5.95 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2562 (4) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน
สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ผ่านการคัดเลือก 35 ราย รวมปริมาณรับซื้อ 154.52 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 24 ราย 102 เมกะวัตต์ หน่วยงานราชการ 11 ราย
52.52 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2561 (5) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm ผ่านการคัดเลือก 17 ราย รวมปริมาณรับซื้อ 300 เมกะวัตต์ ผู้ได้รับคัดเลือกจะต้องลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563 ถึง 31 ธันวาคม 2564 และ (6) โครงการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กมาก โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ผ่านการคัดเลือก 3 โครงการ รวมปริมาณรับซื้อ 12 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 15.9 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564 นอกจากนี้ มีโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ ได้แก่ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เฉพาะพื้นที่ศักยภาพโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากกระทรวงมหาดไทยและกรุงเทพมหานคร รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ รวมปริมาณรับซื้อ 77.9 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 86.4 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ซึ่งได้ผู้ได้รับคัดเลือกแล้ว 2 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 13.0 เมกะวัตต์ (2) โครงการจัดหาไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งอยู่ระหว่างร่างประกาศ กกพ. คาดว่าจะสามารถดำเนินการได้ภายในปี 2562 โดยมีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และ (3) โครงการจัดหาไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ VSPP Semi Firm ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้รับฟังความคิดเห็นร่างประกาศแล้วเสร็จอยู่ระหว่างดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 (ฉบับที่ 2) มาตรา 34/2 กำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน และให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภทของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบ และรับรองบัญชีฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอรัฐสภา
เพื่อทราบและประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2561 สตง. ได้มีหนังสือแจ้งว่าได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีบัญชี 2557 เรียบร้อยแล้ว และได้รับรองงบการเงินโดยมีข้อเสนอแนะ ซึ่งกองทุนฯ ได้ดำเนินตามข้อเสนอแนะและรายงานให้ สตง. ทราบแล้ว โดยกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ ณ สิ้นปีบัญชี 2557 จำนวนเงิน 37,320.33 ล้านบาท ทั้งนี้ สถานะการสอบบัญชีกองทุนฯ ปี 2558 และ 2559 สตง. ได้เข้าตรวจสอบบัญชีฯ แล้ว และอยู่ระหว่างออกรายงานการตรวจสอบ ส่วนปี 2560 และ 2561 สตง. จะเข้าตรวจสอบเอกสารในไตรมาสที่ 3 คือช่วงเดือนเมษายน 2562
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2560 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้
(1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน ได้ออกใบอนุญาตกิจการพลังงาน รวม 213 ฉบับ แบ่งเป็นกิจการไฟฟ้า 206 ฉบับ และกิจการก๊าซธรรมชาติ 7 ฉบับ และออกใบอนุญาตตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงาน ได้แก่ ใบอนุญาต ร.ง. 4 และ พค. 2 รวม 453 ฉบับ ออกระเบียบว่าด้วยมาตรฐานการให้บริการพลังงาน พ.ศ. 2560 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 30 พฤษภาคม 2560 (2) งานส่งเสริมกิจการพลังงานให้มีประสิทธิภาพ และส่งเสริม
การแข่งขันที่เป็นธรรม ได้จัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าแบบ SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm เป็นต้น และนำมาตรการ Demand Response (DR) มาปฏิบัติเพื่อรองรับผลกระทบการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก (3) งานคุ้มครองสิทธิของผู้ใช้พลังงาน และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตามมิติในงานกำกับกิจการพลังงาน โดยได้พัฒนาการดำเนินงานพิจารณาเรื่องร้องเรียนให้แล้วเสร็จตามกรอบระยะเวลาที่กำหนด มีการรายงานข้อมูลที่เป็นปัจจุบัน และสามารถติดตามสถานะดำเนินงานได้อย่างรวดเร็วผ่านระบบ e-Petition และได้ปรับปรุงกระบวนการพิจารณาอุทธรณ์ แนวเขตระบบโครงข่ายพลังงานและการอุทธรณ์ค่าทดแทนที่ดินและทรัพย์สินให้เป็นไปตามกรอบระยะเวลาที่กฎหมายกำหนด และ (4) งานพัฒนาองค์กร ได้พัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศแบบ Real Time มาสู่การพัฒนาข้อมูลค่า System Peak ที่สะท้อนภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และได้จัดตั้งคณะกรรมการติดตามและกำกับดูแลการดำเนินการพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐ และคณะทำงานพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐรายหมวด เพื่อให้การบริหารจัดการเป็นไปอย่างสม่ำเสมอ มีประสิทธิภาพสามารถบรรลุเป้าหมายภายในระยะเวลาที่กำหนดไว้ 3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ 2560 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 28,144,494,019.52 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 24,120,330,733.93 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 884,384,292.84 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 580,491,883.51 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 303,892,409.33 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 37,592,194.02 บาท มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) มีการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่และโรงไฟฟ้าตามข้อผูกพันการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักในแต่ละภูมิภาคโดยคำนึงถึงการใช้ศักยภาพเชื้อเพลิงและโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในแต่ละภูมิภาคเพื่อลดการลงทุนเพิ่มเติม นอกจากนี้ พิจารณาเพิ่มโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่เขตนครหลวงเพื่อลดการพึ่งพากำลังผลิตไฟฟ้าจากภาคอื่นๆ โดยไม่เพิ่มภาระข้อผูกพันของโรงไฟฟ้าหลักในระยะยาว รวมทั้งคำนึงถึงความเสี่ยงที่จะเกิดจาก Disruptive Technology การรักษาระดับกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าหลักไม่ให้น้อยลงกว่าเดิม ลดการลงทุนซ้ำซ้อนระหว่างโรงไฟฟ้าหลักและพลังงานหมุนเวียน ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินลงเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สอดคล้องกับข้อตกลงในการประชุมรัฐภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP21) โดยเปลี่ยนมาใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงเพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ (2) โรงไฟฟ้าตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐ โดยส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อาทิ ขยะชุมชน และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (3) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ โดยมีเป้าหมายการรับซื้อเป็นรายปีตามแผน AEDP และรักษาระดับราคาไฟฟ้าขายปลีกไม่ให้สูงขึ้น และ (4) การอนุรักษ์พลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) ที่สามารถพิสูจน์ความเชื่อมั่นด้วยคุณภาพและสามารถแข่งขันด้วยราคาไม่เกินกว่าอัตราเฉลี่ยราคาขายส่ง (Grid Parity)
2.กระทรวงพลังงานได้ทบทวนสถานการณ์กำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน และได้จัดทำการพยากรณ์ค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยระยะยาว 20 ปี โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทย ประกอบด้วย ความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า (System Demand) และความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มาจากการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง (Independent Power Supply: IPS) ทั้งในระดับประเทศและระดับภูมิภาค ทั้งนี้ ในการจัดทำแผน PDP2018 จะใช้ความต้องการไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า มาประเมินความต้องการกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงปี 2561 - 2580 โดยในปี 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Existing contract capacity) รวมเท่ากับ 37,154 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) ประมาณ 27,229 เมกะวัตต์ ซึ่งต่ำกว่าความต้องการไฟฟ้าที่คาดการณ์ไว้ 53,997 เมกะวัตต์ อยู่ประมาณ 26,768 เมกะวัตต์ ที่จะต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าให้เพียงพอ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบค่า System Demand และกำลังผลิตไฟฟ้า ซึ่งประกอบด้วย โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟแล้วในปัจจุบัน โรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันกับภาครัฐแล้ว และโรงไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ พบว่ากำลังผลิตไฟฟ้าในระบบจะเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าจนถึงปี 2568 เท่านั้น จำเป็นต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมเพื่อให้รองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต
3. กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2561 - 2580 อยู่ที่ 56,431 เมกะวัตต์ โดยในจำนวนนี้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP อยู่ 18,176 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิงตามแผน PDP2018 ณ ปี 2580 มีดังนี้คือ ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนมากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 53 รองลงมาคือ พลังงานหมุนเวียน ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้ำต่างประเทศ การอนุรักษ์พลังงาน และเชื้อเพลิงอื่นๆ อยู่ที่ร้อยละ 20 12 9 6 และ 0.06 ตามลำดับ ส่วนการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ ปี 2580 อยู่ที่ 103,845 พันตัน หรือคิดเป็น 0.287 กิโลกรัม CO2 ต่อหน่วย และประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีก ณ ปี 2580 อยู่ที่ 3.61 บาทต่อหน่วย 4.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ PDP2018 มีดังนี้คือ PDP2018 มีการจัดทำแผนที่สอดคล้องและเหมาะสมตามแนวนโยบายพื้นฐานว่าด้วยกิจการพลังงานที่ระบุไว้ในพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 8 กล่าวคือ เป็นแผนฯ เพื่อการจัดหาพลังงานไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการ มีคุณภาพ มีความมั่นคง โดยคำนึงถึงการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ารายภูมิภาคให้เหมาะสมกับความต้องการไฟฟ้าในพื้นที่ มีการเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ในแผนฯ เพื่อเน้นการใช้ประโยชน์จากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งจะช่วยส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีและกระจายศูนย์ในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินการตามแผนฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ กกพ. มีข้อเสนอเพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) ควรมีแผนบริหารกำลังผลิตสำรองส่วนที่เกินความจำเป็นทั้งในระยะสั้นโดยเฉพาะในช่วงปี 2562 ถึง 2568 และระยะยาว เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (2) ควรมีการพิจารณาทบทวนเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี โดยคำนึงถึงความมั่นคงและเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าของประเทศเป็นสำคัญ และ (3) การดำเนินการตามแผนฯ ควรพิจารณาดำเนินการให้สอดคล้องไปกับแผนการปฏิรูปด้านพลังงานอย่างเป็นรูปธรรม
5. การจัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตก ในปี 2567 - 2568 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP2018 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอร์จี้ (ขนาด 700 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2563 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่าควรจัดสรรโรงไฟฟ้าทดแทนในบริเวณพื้นที่เดิมหรือใกล้เคียง โดยบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ได้มีหนังสือเสนอขอก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสม นอกจากนี้ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ผู้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (อยู่ในแผน PDP2015) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า ปัจจุบันมีการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหินของสังคมและประชาชนในวงกว้าง โดยเฉพาะประเด็นเรื่องผลกระทบสิ่งแวดล้อม ส่งผลให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินจากแผน PDP2015 ทั้งนี้ ที่ผ่านมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เคยมีมติอนุมัติให้โรงไฟฟ้าถ่านหินสามารถเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงเป็นก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ
6.กระทรวงพลังงาน มีข้อเสนอดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบ PDP2018 โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) มอบหมายให้ กฟผ. ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) และเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้
ในแผน PDP2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ
พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้าง
พื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม (4) ให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. ในข้อ (3) และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และ (5) มอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ 2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) และเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป 3. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลัง
การผลิตที่เหมาะสม 4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการตามแนวทางของคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ในข้อ 3 และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป 5. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ เรื่องที่5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ มีสาระสำคัญหลัก คือ หลักการคิดอัตรา
ค่าไฟฟ้าใหม่ ที่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมซึ่งมีความจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ก่อนการลงนาม ที่ผ่านมา กฟผ. และ ฟฟล. มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะการให้ความช่วยเหลือและแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-Firm ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 ฉบับ ได้แก่ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ตั้งแต่เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 และวันที่ 1 พฤษภาคม 2544 ตามลำดับ ปัจจุบันสัญญาซื้อขายไฟฟ้าทั้งสองฉบับสิ้นสุดลง และได้มีการขยายอายุสัญญาโดยใช้อัตราเดิมในระหว่างที่มีการเจรจาสัญญาฯ ใหม่ และยังไม่สามารถบรรลุข้อตกลงร่วมกันได้
2. เมื่อวันที่ 28 - 30 ตุลาคม 2561 ในการประชุม AMEM ครั้งที่ 36 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้หารือและตกลงในหลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดย กฟผ. และ ฟฟล. ได้จัดทำร่างบันทึกความเข้าใจฯ และ
ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ บนพื้นฐานของหลักการที่รัฐบาลทั้งสองฝ่ายเห็นชอบร่วมกัน ต่อมาเมื่อวันที่
11 ธันวาคม 2561 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านได้เห็นชอบบันทึกความเข้าใจและสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ และให้นำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีต่อไป ซึ่ง กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจร่วมกันแล้ว เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2561 3. หลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1
และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) สัญญาฉบับใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562
ตามข้อเสนอของ ฟฟล. (2) แยกเป็น 2 สัญญาตามเดิม (3) การชำระค่าไฟฟ้าใช้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ที่อัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว (4) สัญญาเดิมมีอายุสัญญา 8 ปี เปลี่ยนเป็นสัญญา 1 ปีและต่อเนื่อง (5) กรณีชำระเงิน
ค่าไฟฟ้าล่าช้ากว่าที่กำหนดเดิมไม่มีเงื่อนไขการคิดบทปรับ แต่สัญญาใหม่มีเงื่อนไขต้องชำระดอกเบี้ยในอัตรา MOR (Minimum Overdraft Rate) +2 (6) กรณีที่มีหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระระหว่างกันในสัญญา สัญญาใหม่กำหนดให้สามารถหักกลบลบหนี้ในส่วนที่ค้างชำระระหว่างกันได้ (7) การขยายอายุสัญญาของสัญญาใหม่กำหนดให้มีอายุต่อเนื่องคราวละ 1 ปี หากฝ่ายใดจะแก้ไขสัญญา จะต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน ก่อนวันที่ประสงค์จะให้การแก้ไขสัญญามีผลใช้บังคับ (8) อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน เดิมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าคราวละ 4 ปี (อายุสัญญา 8 ปี) สัญญาใหม่ กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนปี 2562 ไว้ในเอกสารแนบท้ายสัญญาแล้ว ส่วนในรอบปีสัญญาปีถัดไป จะพิจารณาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา 4 เดือน
(9) แยกสัญญาตามจุดรับส่ง โดยสัญญาเซเสด มี 1 จุด สัญญาน้ำงึม 1 มี 5 จุด เหมือนเดิม และ (10) การคิดอัตราค่าไฟฟ้าในสัญญาใหม่จะคิดอัตราตาม Short Run Marginal Cost (SMRC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป โดยมีสูตรการคำนวณตามที่ระบุไว้ในสัญญา กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยไม่เกิน 2.10 บาทต่อหน่วย ซึ่งคำนวณจากอัตราค่าไฟฟ้า Primary Energy ที่ กฟผ. รับซื้อจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเอกชนขนาดใหญ่ใน สปป.ลาว ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่
2. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ ตามร่างสัญญาฯ ที่ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว โดยให้ มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาฯ
เรื่องที่ 6 ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ 1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ (1) เห็นชอบหลักการและเหตุผลในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm อัตรา FiT ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับ SPP Hybrid Firm (2) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขนาดกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 - 50 เมกะวัตต์ ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี โดยมีเงื่อนไขว่าต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีหรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ และสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และ (4) มอบให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอในคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP
2. กระทรวงมหาดไทย โดยกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้ประชุมหารือกับหน่วยงาน
ที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2561 เพื่อกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT เพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เนื่องจากปัจจุบันโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าที่มีแผนงานมอบหมายให้เอกชนดำเนินการ มีข้อจำกัดเรื่องขนาดพื้นที่ดินที่เป็นบ่อขยะเดิมซึ่งเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอ จำเป็นต้องจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.)
การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงาน กกพ. ประสานกระทรวงมหาดไทย จัดทำหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษเท่านั้น ซึ่งต่อมากระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือเสนอหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขและเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ทั้งนี้ การพิจารณาให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการกำจัดขยะมูลฝอยกับ อปท. จะต้องพิจารณาเงื่อนไขเบื้องต้นคือ ต้องใช้เชื้อเพลิงจากขยะเท่านั้น และต้องใช้เชื้อเพลิงจากการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอย (Clusters) ในลำดับต้น ซึ่งต้องมีการทำความตกลง (MOU) กันอย่างชัดเจน หากมีความจำเป็นในการนำขยะจากนอกกลุ่มพื้นที่ฯ มาเป็นเชื้อเพลิงต้องเสนอคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยจังหวัดที่เกี่ยวข้องพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อน ดังนั้น แม้สถานที่ตั้งโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจะอยู่ในที่ดินของเอกชน อปท. ก็สามารถควบคุมการใช้เชื้อเพลิงจากขยะได้
3. กระทรวงมหาดไทยได้เสนอรูปแบบการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (1) รูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) เอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าโดยไม่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. และ (2) รูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer)เอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่ต้องโอนกรรมสิทธิ์รวมถึงสิ่งปลูกสร้างและทรัพย์สินอื่นๆ ในที่ดินให้ อปท. เมื่อสิ้นสุดสัญญาการดำเนินโครงการ ซึ่งจะทำให้ราชการได้รับประโยชน์ จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ 4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมขนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT และ BOOT ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ และ (2) กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนโดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT หรือ BOOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป มติของที่ประชุม เห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (อปท. รูปแบบพิเศษ) หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้
1. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ
2. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน
โดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT หรือ BOOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป ทั้งนี้ ให้รับข้อสังเกตของผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาไปพิจารณาด้วย
เรื่องที่ 7 แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 25 ราย ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ ซึ่งได้กำหนดเงื่อนไขและอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 - 2561 (ต่ออายุสัญญา) และกลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ รวมทั้งให้พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า นอกจากนี้ ให้ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP SPP และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป
2. กกพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 พบว่ามีประเด็นปัญหา
ในการดำเนินการดังนี้ (1) กลุ่มต่ออายุสัญญา พบว่าบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ 1)
ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 แต่เมื่อการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตรวจสอบสัญญาแล้วพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 โดยเกิดจากความเข้าใจคลาดเคลื่อนเกี่ยวกับการนับวันเริ่มต้นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ กฟผ. และบริษัท ซึ่งส่วนใหญ่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะเริ่มนับอายุสัญญาตั้งแต่วัน COD แต่สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทกำหนดว่าให้นับตั้งแต่วัน SCOD ทั้งนี้ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาทโดยการนำเสนออนุญาโตตุลาการเพื่อพิจารณาชี้ขาดวันสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น จึงอาจส่งผลให้ไม่สามารถต่ออายุสัญญาได้เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ครอบคลุมโรงไฟฟ้าที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 และกรณีบริษัท ทีพีทีปิโตรเคมีคอลส์ จำกัด (มหาชน) ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2561 ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง แต่มติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง จึงต้องใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติไปพลางก่อน ทำให้ไม่สะท้อนต้นทุนการจัดหาเชื้อเพลิงที่แท้จริง (2) กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ พบว่ามติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ไม่สะท้อนต้นทุนการจัดหาเชื้อเพลิงที่แท้จริง นอกจากนี้โรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 อาจจะไม่สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทันที เมื่อโรงไฟฟ้าเก่าสิ้นสุดสัญญา 3. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 กบง. ได้มีข้อสรุปแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559 - 2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า และให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณา (2) กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิม
และได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
ให้ได้รับอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณาสำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เห็นควรเสนอ กพช. พิจารณามอบหมาย กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559-2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559
2. เห็นชอบให้ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559-2568 ได้รับการต่ออายุสัญญาหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้ใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิมและได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง
3. เห็นชอบโครงสร้างอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหิน ดังนี้ (1) กลุ่มต่ออายุสัญญา
ราคารับซื้อไฟฟ้า (โรงไฟฟ้าถ่านหิน) 1.24 บาท/kWh (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาท/ตัน)
อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) 8,600 BTU/kWh
ค่าบำรุงรักษา (O&M) 0.29 บาท/kWh
กองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.02 บาท/kWh
หมายเหตุ : - ราคาถ่านหินอ้างอิงตามประกาศของ กฟผ. ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD
เงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พ.ค. 2559 (2) กลุ่มสร้างโรงไฟฟ้าใหม่
ราคารับซื้อไฟฟ้า (โรงไฟฟ้าถ่านหิน) 2.54 บาท/kWh
อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) 9,600 BTU/kWh
ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) 0.75 บาท/kWh
ค่าปฏิบัติการโรงไฟฟ้า (CP2) 0.39 บาท/kWh
ค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1)
(ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาท/ตัน) 1.04 บาท/kWh
ค่าใช้จ่ายต้นทุนผันแปร (EP2) 0.17 บาท/kWh ค่า Freight (EP3) 0.17 บาท/kWh กองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.02 บาท/kWh หมายเหตุ : - ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) ข้างต้นประเมิน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD ภายใต้สมมติฐานการเดินเครื่อง (Plant Factor) ร้อยละ 80 ความพร้อมในการผลิตไฟฟ้า (Availability Factor) ร้อยละ 95 ราคาถ่านหิน อ้างอิงตามประกาศของ กฟผ. - เงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พ.ค. 2559
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 สำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เพื่อให้สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ตามมติดังกล่าว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และเมื่อวันที่
23 มกราคม 2560 ประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการฯ โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธาน มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 16 ท่าน
เป็นกรรมการ มีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 6 กันยายน 2560 ได้แต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายฯ จำนวน 3 ท่าน คือ นายสรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และ นายชูศักดิ์ เกวี
2. คณะกรรมการบูรณาการฯ ได้มีการประชุมรวม 3 ครั้ง สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2560 ได้รับทราบผลการดำเนินงานมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน
พ.ศ. 2558 - 2579 เห็นชอบในหลักการการติดตามประเมินผลการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง เห็นชอบให้ปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยเพิ่มเติมภาคขนส่งทางน้ำและทางอากาศ จากเดิมที่มีเฉพาะ
ทางถนนและทางราง โดยให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2 คณะ เพื่อจัดทำแผนและขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางน้ำและทางอากาศ (2) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2561 ได้รับทราบผลการดำเนินงานที่สำคัญ และเห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ฉบับแก้ไขเพิ่มเติม) โดยแบ่งเป็น 4 แผนย่อย ได้แก่ ภาคขนส่งทางถนน ภาคขนส่งทางน้ำ ภาคขนส่งทางอากาศ และภาคขนส่งทางราง
โดยในแต่ละแผน กำหนดกรอบมาตรการใน 4 ด้าน คือ ด้านโครงสร้างพื้นฐานและกฎระเบียบการขนส่ง
ด้านประสิทธิภาพยานยนต์ เครื่องจักร อุปกรณ์ในการขนส่ง การพัฒนาบุคลากรด้านขนส่งและโลจิสติกส์
และด้านการบริหารจัดการการขนส่ง การใช้ระบบไอที และการเปลี่ยนรูปแบบการขนส่ง (Shift Mode)
(3) เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2561 ได้เห็นชอบร่างแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ฉบับแก้ไขเพิ่มเติม) และแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทั้งทางถนน ทางน้ำ ทางอากาศ และทางราง ประกอบด้วย
แผนระยะสั้น ปี 2562 - 2564 แผนระยะกลาง ปี 2565 - 2570 และแผนระยะยาว ปี 2571 - 2579 ทั้งนี้
ผลการดำเนินงานที่ผลประหยัดที่ยังไม่เป็นไปตามเป้าหมายเนื่องจากโครงการด้านการอนุรักษ์พลังงาน
ภาคขนส่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นการดำเนินการ ซึ่งยังไม่ส่งผลอย่างชัดเจนในวงกว้าง
3. เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2561 นายชูศักดิ์ เกวี ได้ยื่นหนังสือขอลาออกจากการเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ดังนั้น คณะกรรมการบูรณาการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่
6 ธันวาคม 2561 ได้มีการพิจารณาคัดเลือกผู้ทรงคุณวุฒิฯ แทนผู้ที่ลาออก โดยที่ประชุมฯ เสนอชื่อผู้เข้ารับการคัดเลือก 2 ท่าน ได้แก่ นายดรุณ แสงฉาย และ นายปริญญา แสงสุวรรณ ซึ่งที่ประชุมฯ ได้มีมติคัดเลือก นายดรุณ แสงฉาย เพื่อเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้งเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้แต่งตั้ง นายดรุณ แสงฉาย เป็นผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง 2. เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
กพช.ครั้งที่ 15 วันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 15)
เมื่อวันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
3. เงื่อนไขการประมูล (TOR) แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566
4. เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ
5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 399 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,045 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 455 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 91 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,522 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,245 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 64.55 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,104 ราย รวม 7,562 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 141 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,795 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 498 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 976 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,830 เมกะวัตต์
2. สถานการณ์รับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ได้แก่ ขยะชุมชน มีโครงการผูกพันกับภาครัฐเป็นการรับซื้อแบบ Adder ทั้งหมด 43 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 361 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 139 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 7 ราย เป็นการรับซื้อแบบ FiT ทั้งหมด กำลังผลิตติดตั้งรวม 38 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 12 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อให้ทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 254 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 4,045 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 581 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,626 เมกะวัตต์ คงเหลือ 944 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 191 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 455 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 503 เมกะวัตต์ คงเหลือ 777 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 59 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 91 เมกะวัตต์ คงเหลือ 285 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 36 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,522 เมกะวัตต์ คงเหลือ 1,480 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,702 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,245 เมกะวัตต์ มีส่วนที่ผลิตเพื่อใช้เอง 15 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 40 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,285 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,715 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) แต่เนื่องจากสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าที่ผ่านมามีการเปลี่ยนแปลงไปจากค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ใช้จัดทำแผน PDP 2015 จึงควรต้องมีการปรับปรุงข้อมูลให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการปรับปรุงแผน PDP 2015 เพื่อให้การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปโดยสะท้อนแนวนโยบายของรัฐบาลและการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต รวมถึงพิจารณาการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพการผลิตในแต่ละภูมิภาค ซึ่งสอดคล้องกับแนวทางของแผนปฏิรูปด้านพลังงานของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน รวมทั้งคำนึงถึงความเชื่อมโยงระหว่างการลงทุนในการผลิตไฟฟ้าความมั่นคงของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้การบริหารจัดการของระบบไฟฟ้าเกิดความคุ้มค่าสูงสุด
2. หลักการสำคัญในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ จะให้ความสำคัญในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ เพื่อตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมืองในระดับประเทศและระดับภูมิภาค มีการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมเพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง มีโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) โดยระบบ Smart grid จะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และสามารถบริหารจัดการด้านการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) โดยคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ เพื่อลดภาระผู้ใช้ไฟฟ้า และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในระยะยาว และมีการปรับปรุงการบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นไปตาม Merit Order (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) คำนึงถึงการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยมีเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในปลายแผนไม่เกิน 0.319 กิโลกรัมของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (kgCO2/kWh) ส่งเสริมระบบไฟฟ้าแบบไมโครกริด (Micro Grid) ในพื้นที่ห่างไกล พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ ให้เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ เพื่อใช้ทรัพยากรในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุดและลดภาระการลงทุนระบบส่งไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้า (Efficiency) ทั้งด้านการผลิตไฟฟ้าและด้านการใช้ไฟฟ้า การส่งเสริมให้เกิดการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเพื่อเป็นประโยชน์ต่อการจัดการสภาวะวิกฤตด้านพลังงานไฟฟ้า สามารถชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ
3. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) จัดทำ ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเป็นรายภูมิภาค และจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เพื่อสร้างความมั่นคงในพื้นที่ ซึ่งจะประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (Candidate Power Plant) เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้วในปัจจุบัน (Existing Capacity, มี PPA และตอบรับซื้อแล้ว) ทั้งนี้ จะพิจารณาปัจจัยในการจัดสรรโรงไฟฟ้า ได้แก่ ต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการผลิตไฟฟ้า ความสามารถของระบบส่งไฟฟ้าที่เชื่อมต่อระหว่างภูมิภาค การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าใหม่ที่จะมารองรับเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของทั้งประเทศและระหว่างภูมิภาค ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) และการพัฒนา ASEAN Power Grid ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ผลการประหยัดพลังงานไฟฟ้ารายภูมิภาค ศักยภาพการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) การประเมินพื้นที่ที่มีศักยภาพในการทำ Smart Micro Grid/Smart City/Energy Storage System (ESS) เช่น พื้นที่ห่างไกลหรือพื้นที่ปลายสาย และพื้นที่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ รวมทั้ง การจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ให้เกิดความเหมาะสมกับศักยภาพและข้อจำกัดรายพื้นที่ (3) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ ภายใต้ความร่วมมือกันของการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และเครือข่ายวิสาหกิจชุมชนของ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ รวมถึงบูรณาการการทำงานร่วมกันทั้งจากภาครัฐ ชุมชนและเอกชน ส่งเสริมอุตสาหกรรมการปลูกพืชพลังงานในอนาคต ใช้ทรัพยากรของท้องถิ่นให้เกิดประโยชน์อย่างเต็มที่ และกระจายอำนาจให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนในพื้นที่มีความรู้สึกเป็นเจ้าของและรักษาระบบไฟฟ้า และ (4) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดให้มีการรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ต่อร่างแผน PDP ฉบับใหม่ ทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาค ก่อนเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 เงื่อนไขการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) เป็นผู้นำเสนอและชี้แจงต่อที่ประชุม โดยมีสรุปสาระสำคัญเพื่อทราบความพร้อมของกระทรวงพลังงานในการดำเนินการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ดังนี้
(1) สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานในอ่าวไทยภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ มีสองกลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มแหล่ง ก๊าซธรรมชาติเอราวัณ ดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2515/5 (แปลงสำรวจหมายเลข 10 และ 11) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 2/2515/6 (แปลงสำรวจหมายเลข 12 และ 13) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และกลุ่มที่ 2 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยผู้รับสัมปทานหลักคือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 (แปลงสำรวจหมายเลข 15) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 (แปลงสำรวจหมายเลข 16 และ 17) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 7 มีนาคม 2566 ณ เดือนธันวาคม 2560 แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยประมาณ 2,265 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 75 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
(2) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการรายใหม่ โดยการเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามมติ กพช. และได้นำเสนอแนวทางการบริหารจัดการการประมูลต่อ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 และในการประชุมครั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ขอนำเสนอเรื่องเพื่อทราบ 1 เรื่อง ได้แก่ การรายงานความพร้อมในการเปิดประมูล และเรื่องเพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล และหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล
(3) ความพร้อมในการเปิดประมูล ซึ่งกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้ดำเนินการและเตรียมการตามนโยบายในข้อ 2 ประกอบด้วย
(3.1)การออกกฎหมายและประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำกฎหมายลำดับรองตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และประกาศต่าง ๆ เพื่อรองรับการประมูล ดังนี้ (1) ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ (2) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง การกำหนดเขตพื้นที่แปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทย สำหรับการให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เพื่อกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 12 และ 13 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 15 16 และ 17 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 (3) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (4) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (5) กฎกระทรวงกำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561(6) กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข การขอและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (7) กฎกระทรวงการนำส่งค่าภาคหลวงสำหรับผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (8) กฎกระทรวงกำหนดค่าธรรมเนียมสำหรับสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต และสัญญาจ้างบริการ พ.ศ. 2561 และ (9) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง ข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง
(3.2)การจัดทำชุดข้อมูล (Data Package) และจัดเตรียมห้องศึกษาข้อมูล (Data Room) เพื่อให้ผู้เข้าประมูลใช้ศึกษาข้อมูลประกอบการยื่นข้อเสนอการประมูล ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการแล้วเสร็จพร้อมสำหรับการประมูลแล้ว
(3.3)การจัดทำเอกสารสำหรับการประมูล ประกอบด้วย (1) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตจำนวน 2 ประกาศ แยกสำหรับแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 (2) แผนที่แปลงสำรวจ (3) เอกสารข้อแนะนำสำหรับผู้ประมูล (Instruction to Bidders) (4) เอกสารเชิญชวนให้ยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal, IFP) – ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอ การพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข .... และ (5) เอกสารสรุปข้อสนเทศ (Information Memorandum) โดยเอกสารหมายเลข (2) – (5) จะเป็นเอกสารแนบท้ายประกาศหมายเลข (1)
(4) ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล มีดังนี้
(4.1) ข้อกำหนดเรื่องปริมาณการผลิตและขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำ โดยกำหนดปริมาณ ก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 ในอัตรา 800 และ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน ตามลำดับ เป็นระยะเวลา 10 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับความจำเป็นของโรงแยกก๊าซตามโครงสร้างด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ และผลการประเมินปริมาณทรัพยากรปิโตรเลียม ทั้งนี้ ผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะในการต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณขั้นต่ำ และกระทรวงพลังงานได้กำหนดบทปรับกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามข้อกำหนด
(4.2) กำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะที่ต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติในราคา (Pr) ซึ่งคำนวณจากสูตรราคาดังกล่าว ตลอดระยะเวลาของสัญญาแบ่งปันผลผลิต
(4.3) เงื่อนไขหลักที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Price Constant, Pc) ซึ่งใช้คำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ (Pr) ตามสูตรราคา โดยกระทรวงพลังงานมุ่งหวังให้ได้ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าราคาเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติ แหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ จึงได้สงวนสิทธิที่จะไม่พิจารณาข้อเสนอของผู้เข้าประมูลที่เสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงกว่า 214.26 บาทต่อล้านบีทียู (ซึ่งเป็นค่าเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติแหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ในปี 2559) และ 2) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับ โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ตามที่กฎหมายกำหนด
(4.4) เงื่อนไขอื่น ๆ ที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ เช่น โบนัสการลงนาม โบนัสการผลิต และผลประโยชน์พิเศษอื่น ๆ ตามที่ผู้เข้าประมูลเสนอ และ 2) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ซึ่งผู้ประมูลต้องเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 (สิ้นปีที่ 1) และไม่ต่ำกว่าร้อยละ 90 (สิ้นปีที่ 5)
(5) หลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล มีดังนี้
(5.1) การพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น เนื่องจากพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 เป็นพื้นที่ที่มีความซับซ้อนทางโครงสร้างธรณีวิทยา และเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลัก ที่สร้างความมั่นคงด้านพลังงานแก่ประเทศ จึงมีความจำเป็นที่จะต้องให้ได้ผู้ดำเนินงานที่มีความสามารถและมีความพร้อมด้านการเงิน ทั้งนี้ ผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้นเท่านั้นจึงจะมีสิทธิเข้าสู่กระบวนการยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐในการประมูลต่อไป
(5.2) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ เมื่อผู้เข้าประมูลได้ยื่นคำขอสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตพร้อมทั้งยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ และได้แสดงถึงการมีคุณสมบัติตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (และที่แก้ไขเพิ่มเติม) แล้ว กระทรวงพลังงานจะพิจารณาข้อเสนอดังกล่าวตามเกณฑ์การพิจารณา ดังนี้ 1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาจากแผนงานช่วงเตรียมการ แผนงานการสำรวจ และแผนการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ซึ่งจะต้องมีความสอดคล้องกับข้อกำหนดปริมาณการผลิตและขายก๊าซขั้นต่ำ โดยสมมติฐานที่ใช้จะต้องสมเหตุสมผลและปฏิบัติได้จริง และ 2) การพิจารณาข้อเสนอด้านผลประโยชน์ตอบแทนรัฐจะพิจารณาเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ (1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคา ก๊าซธรรมชาติ (Pc) (2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร (3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ (4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยจะมีน้ำหนักการให้คะแนนในแต่ละหัวข้ออยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 6 และ 4 ตามลำดับ
(6) ในการประชุมครั้งนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงานขอเสนอประเด็นเพื่อรับทราบและให้ความเห็นชอบ 4 ข้อ คือ ข้อที่ 1 ขอให้ กพช. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ข้อที่ 2 การพิจารณาข้อกำหนดและเงื่อนไขต่างๆ ของการประมูล ข้อที่ 3 การพิจารณาหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และข้อที่ 4 การที่กระทรวงพลังงาน จะดำเนินการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (แปลงสำรวจ G1/61 และแปลงสำรวจ G2/61) ในข้อ (3)
2. รับทราบหลักการของข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล ในข้อ (4)
3. รับทราบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล ในข้อ (5) โดยมีความเห็นให้กระทรวงพลังงานรับไปประกอบการพิจารณาดำเนินการดังนี้
3.1 การเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ 1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Pc) 2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร 3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ 4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ให้มีน้ำหนักคะแนนอยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 5 และ 5 ตามลำดับ
3.2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาข้อกำหนดให้หน่วยงานของรัฐมีส่วนลงทุนร่วมด้วยได้ (State Participation) ในสัดส่วนไม่เกินกว่าร้อยละ 25
4. รับทราบการดำเนินการของกระทรวงพลังงานในการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561
เรื่องที่ 4 เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีเป็นกรรมการใน กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ที่ 54/2557 ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 ได้แต่งตั้ง กพช. และต่อมาได้มีการปรับปรุงองค์ประกอบ กพช.ตามคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 2/2558 และ 33/2558 และคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 13/2560 ลงวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) เป็นกรรมการใน กพช. ต่อมาเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2560 รัฐบาลได้มีการปรับคณะรัฐมนตรี ส่งผลให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) พ้นจากความเป็นรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี และพ้นจากการเป็นกรรมการ กพช. ดังนั้น เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 หัวหน้า คสช. จึงได้มีคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 3/2561 แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายกอบศักดิ์ ภูตระกูล) เป็นกรรมการใน กพช. แทน
2. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ออกประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในประกาศ กพช. และเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ประกาศ กพช. ดังกล่าว ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 โดยใช้เกรดน้ำมันยูโร 4 (Euro 4) เป็นฐานการคำนวนแทนเกรดน้ำมันยูโร 3 เพื่อให้สอดคล้องกับพื้นฐานของตลาดโลก ซึ่งจะส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ สําหรับน้ำมันดีเซล น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลดลง 0.41 0.43 และ 0.61 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้นเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน มีความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วน และเมื่อประกอบกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง 0.15 บาทต่อลิตร และลดภาษีมูลค่าเพิ่มลงอีก 0.04 บาท ต่อลิตร จะทำให้ราคาขายส่งน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงประมาณ 0.60 บาทต่อลิตร
2. การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะเสนอเฉพาะส่วนที่เป็นราคาขายส่ง โดยไม่เผยแพร่ในส่วนของค่าการตลาดน้ำมันฯ แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดน้ำมันฯ เฉพาะในหน่วยงานภาครัฐใช้สำหรับติดตามสภาวะการแข่งขัน เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและเป็นการชี้นำตลาด สำหรับผู้บริโภคหรือประชาชนทั่วไปยังคงสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เช่นเดิม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 14 วันพฤหัสบดีที่ 8 มีนาคม พ.ศ. 2561
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2561 (ครั้งที่ 14)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 8 มีนาคม พ.ศ. 2561 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. รายงานประจำปี 2559 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
3. การปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
4. แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสะสม ณ สิ้นปี 2560 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,859 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 398 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,056 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 451 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,565 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,244 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 64.53 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,859 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,084 ราย รวม 7,527 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 106 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,616 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 87 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 716 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 968 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,827 เมกะวัตต์
2. สรุปผลการรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาลในปี 2560 ได้ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 (ระยะที่ 2) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรารับซื้อไฟฟ้า 4.12 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดระยะเวลา 25 ปี เป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ ซึ่งผลการพิจารณาพบว่ามีผู้มีสิทธิเข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ารวม 35 ราย (สหกรณ์การเกษตร 24 ราย องค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก 11 ราย) กำลังผลิตติดตั้ง 154.52 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 และมีกำหนด SCOD ในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในแบบ Feed-in Tariff ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ สำหรับพื้นที่จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา จังหวัดนราธิวาส และจังหวัดสงขลา เฉพาะอำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี พ.ศ. 2560 โดยได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม 2 ครั้ง มีผู้ได้รับคัดเลือก รวม 3 ราย รวมปริมาณรับซื้อไฟฟ้าทั้งสิ้น 5.95 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 4.05 เมกะวัตต์ ปัจจุบัน ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต มีกำหนด SCOD ภายใน 30 มิถุนายน 2562 (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. 2560 โดยรับซื้อไฟฟ้าที่อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี มีเป้าหมาย 300 เมกะวัตต์ มีผู้สนใจยื่นคำเสนอขอขายไฟฟ้า 85 โครงการ รวม 1,644.25 เมกะวัตต์ เป็นโครงการในภาคใต้ 30 โครงการ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 23 โครงการ ภาคเหนือ 17 โครงการ โดยผู้เสนอส่วนลดของ FiTF ที่มากที่สุดจะได้รับการพิจารณาคัดเลือกก่อน โดยพิจารณารับซื้อ ตามเป้าหมายแต่ละพื้นที่ สรุปผลการรับซื้อทั้งสิ้น 17 โครงการ รวม 300 เมกะวัตต์ โดยราคาประมูลต่ำสุดเท่ากับ 1.85 บาทต่อหน่วย ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ราคาประมูลสูงสุดเท่ากับ 3.38 บาทต่อหน่วย ในพื้นที่ภาคเหนือ และราคาเฉลี่ยจากหน่วยที่ผลิตเท่ากับ 2.427 บาทต่อหน่วย ปัจจุบันอยู่ระหว่างทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กำหนดภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562
3. ข้อคิดเห็นจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid แบ่งเป็น (1) ด้านผลการคัดเลือก พบว่ามีการแข่งขันสูงในพื้นที่ที่มีเป้าหมายการรับซื้อสูง ได้แก่ ภาคอีสาน ภาคใต้ ผู้ได้รับคัดเลือกส่วนใหญ่ผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล รายที่เสนอราคาต่ำสุด (ร้อยละของส่วนลดสูงสุด) เป็นผู้ประกอบการโรงงานน้ำตาลที่มีแหล่งเชื้อเพลิงตนเอง และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์สามารถเริ่มแข่งขันราคาได้กับโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล และ (2) ด้านนโยบาย การใช้คำว่า Hybrid แต่กำหนดเงื่อนไขให้สามารถใช้เชื้อเพลิงได้ตั้งแต่หนึ่งประเภทขึ้นไป ทำให้เกิดความสับสน และควรทบทวนความชัดเจนเรื่องหลักการที่ให้ใช้ Energy Storage System รวมถึงเงื่อนไขการกำหนดให้จัดทำแผนพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติม 20% เนื่องจากมีบางเชื้อเพลิงอาจไม่จำเป็นต้องพัฒนาเพิ่มเติม นอกจากนี้ควรทบทวนนโยบายการกำหนดเป้าหมายรายพื้นที่ (RE Zoning) เนื่องจาก RE Zoning เป็นการแข่งขันรายภาค แต่อัตรา FiT ฐานที่รัฐกำหนดมีอัตราเดียวกันทุกภาค การที่สามารถโอนเป้าหมายคงเหลือไปให้พื้นที่ภาคอื่นได้ อาจทำให้ปริมาณรับซื้อในแต่ละภาคเกินเป้าหมาย RE Zoning ดังนั้น อาจเปิดให้มีการแข่งขันกันทั้งประเทศ เพื่อให้ราคาที่ประมูลได้ต่ำสุดเป็นประโยชน์ต่อประเทศ อย่างไรก็ตาม หากยังคงให้มี RE Zoning ควรจัดให้มีการรับฟังความเห็นจากภาคส่วนที่เกี่ยวข้องในกระบวนการจัดทำ RE Zoning สำหรับโครงการ VSPP Semi-Firm ที่จะรับซื้อในอนาคต กำหนดไว้ 3 เชื้อเพลิง โดยมีอัตรา FiT แตกต่างกัน และตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กำหนดลำดับความสำคัญของประเภทพลังงานหมุนเวียนไว้ ตามลำดับคือ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) ซึ่งตาม ร่างประกาศ กกพ. ที่ใช้รับฟังความคิดเห็นในการคัดเลือกข้อเสนอด้านราคาจะพิจารณาแยกเชื้อเพลิงเป็นรอบๆ แต่ละเชื้อเพลิงตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2559 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน โดยได้พิจารณาออกใบอนุญาตกิจการพลังงาน รวม 278 ฉบับ แบ่งเป็นกิจการไฟฟ้า 270 ฉบับ และกิจการก๊าซธรรมชาติ 8 ฉบับ และออกใบอนุญาตการตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงาน ประกอบด้วย ใบอนุญาต ร.ง.4 และ พค.2 รวม 608 ฉบับ รวมทั้งได้พัฒนางานออกใบอนุญาตการฯ ให้มีมาตรฐานแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) (2) งานกำกับอัตราค่าบริการ ได้เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 และให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าเดือนพฤศจิกายน 2558 ทบทวนผลตอบแทนของการไฟฟ้าที่สอดคล้องกับต้นทุนการเงินที่ลดลง ซึ่งสามารถลดค่าไฟฟ้าฐานลงได้เล็กน้อย ทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วย ต่อเดือน และปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติส่วนต้นทุนผันแปร (Tc) และอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซฯ ในส่วนของอัตราค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) (3) งานกำกับการรับซื้อไฟฟ้าและบริหารจัดการเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน โดยกำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เช่น โครงการโซลาร์รูฟท็อป โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และการรับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2558 - 2562 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป็นต้น (4) งานส่งเสริมการเปิดใช้/เชื่อมต่อโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ มีการลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) กับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เรื่อง การกำหนดแนวทางการปฏิบัติงานในการกำกับดูแลการประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ และ (5) งานคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน โดยได้พัฒนาการพิจารณาเรื่องร้องเรียนให้แล้วเสร็จตามกรอบระยะเวลาที่กำหนด (60 วัน) รวมทั้งมีการรายงานข้อมูลที่เป็นปัจจุบัน ทันสมัย และสามารถติดตามสถานะดำเนินงานได้อย่างรวดเร็วผ่านระบบ e-Petition เป็นต้น
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ 2559 มีรายได้จากการดำเนินงาน 857,082,310.28 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 600,162,205.27 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 256,920,105.01 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 52,221,905.14 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับแก้ไข พ.ศ. 2550 มาตรา 4กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 35 มาตรา 36 และมาตรา 37 นอกจากนี้ มาตรา 28 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจหน้าที่เสนออัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสำหรับน้ำมันฯ ต่อ กพช. ซึ่งปัจจุบันอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็นไปตามประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำใน ราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2559 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กำหนดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราการส่งเงินเข้ากองทุน โดยน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้าอยู่ที่ 0.2500 บาทต่อลิตร ส่วนน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตาอยู่ที่ 0.0700 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2560 ยอดเงินคงเหลืออยู่ที่ 41,200.51 ล้านบาท
2. ประมาณการรายรับ-รายจ่ายกองทุนฯ ถึงปีงบประมาณ 2564 ประมาณการรายรับโดยอ้างอิงปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล (ล้านลิตร) ที่จัดทำโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พบว่าในช่วงปี 2561 ถึง 2564 ภาพรวมการใช้น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.94 2.77 2.49 และ 2.18 ตามลำดับ ส่วนประมาณการรายจ่ายในช่วงปี 2560 ถึง 2564 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ที่เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ เพื่อนำไปใช้จ่ายภายในวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 60,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ยปีละ 12,000 ล้านบาท ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2560 ในวงเงิน 11,993 ล้านบาท และปีงบประมาณ 2561 ในวงเงิน 8,445 ล้านบาท ทั้งนี้ จากการประมาณการรายรับ-จ่ายกองทุนฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2561 – 2564 กรณีอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ จัดเก็บที่ 0.2500 บาทต่อลิตร กองทุนฯ จะมีเงินคงเหลืออยู่ที่ 34,795 33,481 31,681 และ 29,378 ล้านบาท ตามลำดับ
3. คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้พิจารณาประมาณการรายรับ-รายจ่ายของกองทุนฯ ที่ผ่านมา เห็นว่ารายรับกองทุนฯ ประมาณปีละ 9,000 ล้านบาท ขณะที่เบิกจ่ายเงินประมาณปีละ 6,000 ล้านบาท ทำให้มีเงินคงเหลือสะสมอยู่ในระบบบัญชีเป็นจำนวนมากและต้องนำฝากกระทรวงการคลังตามหลักเกณฑ์ในการกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุดและการนำทุนหรือผลกำไรส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินที่กำหนดขึ้นตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 ดังนั้น เพื่อปรับสถานภาพเงินคงเหลือสะสมของกองทุนฯ และผ่อนภาระประชาชนจากรายจ่ายด้านพลังงาน จึงเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็นการชั่วคราว โดยพิจารณาอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ แต่ละระดับจาก 0.2500, 0.2000, 0.1500, 0.1000 และ 0.050 บาทต่อลิตร
4. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 มีความเห็นสรุปได้ดังนี้ (1) ควรมีมาตรการควบคุมพฤติกรรมของผู้บริโภคน้ำมันอย่างเข้มงวด และการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จะเป็นประโยชน์ในการจัดสรรงบประมาณเพื่อดูแลประชาชนโดยรวมได้ (2) ควรเตรียมแผนบริหารจัดการความเสี่ยงกรณีครบกำหนดเวลาการปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้ว ในปีที่จะปรับเพิ่มอัตราการส่งเงิน เข้ากองทุนฯ หากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกยังปรับตัวสูงอยู่ อาจส่งผลกระทบต่อประชาชนและเศรษฐกิจของประเทศโดยรวม และ (3) ควรพิจารณาอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ให้เพียงพอกับประมาณการรายจ่ายระยะยาวเพื่อจะได้มีเงินไว้พัฒนาด้านพลังงานและไม่เหลือมากจนเกินไป เช่น ช่วงแรกอาจจะลดรายจ่ายลงเหลือปีละ 10,000 ล้านบาท การปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ อาจจะไม่จำเป็นต้องลดเป็น 0.050 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการกรรมการกองทุนฯ ได้เสนอที่ประชุมพิจารณาแนวทางปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ดังนี้ (1) ปรับลดกรอบงบประมาณรายจ่ายในช่วงปี 3 ปีสุดท้าย (ปี 2562 - 2564) จากวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 60,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 12,000 ล้านบาทต่อปี เป็นเฉลี่ย 10,000 ล้านบาทต่อปี รวมรายจ่าย 5 ปี ไม่เกิน 50,000 ล้านบาท (2) ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของนํ้ามันเบนซิน นํ้ามันแก๊สโซฮอล และนํ้ามันดีเซล ซึ่งปัจจุบันจัดเก็บ 0.2500 บาทต่อลิตร เป็นจัดเก็บ 0.1000 บาทต่อลิตร โดยเริ่มจัดเก็บตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป และปรับอัตราการจัดเก็บ เงินเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นในปี 2567 เป็นต้นไป ซึ่งจากการปรับอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็น 0.1000 บาทต่อลิตร ในปี 2561 – 2564 กองทุนฯ จะมี เงินคงเหลืออยู่ที่ 29,515 23,376 17,616 และ 11,631 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่ฝ่ายเลขานุการกรรมการกองทุนฯ เสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 - 2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ มีสองกลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ ดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2515/5 (แปลงสำรวจหมายเลข 10 และ 11) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 2/2515/6 (แปลงสำรวจหมายเลข 12 และ 13) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และกลุ่มที่ 2 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 (แปลงสำรวจหมายเลข 15) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 (แปลงสำรวจหมายเลข 16 และ 17) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 7 มีนาคม 2566 ณ เดือนธันวาคม 2560 แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยประมาณ 2,265 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 75 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย) ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานคาดว่า หากพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มอย่างต่อเนื่องหลังสัมปทานสิ้นสุดอายุเป็นระยะเวลา 10 ปี จะลดภาระในการนำเข้า LNG ได้ประมาณ 11 ล้านตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าประมาณ 2 ล้านล้านบาท ทำให้ค่าไฟฟ้ามีเสถียรภาพมากขึ้น (ส่งผลต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ไม่ต้องเพิ่มขึ้นประมาณ 25 สตางค์ต่อหน่วย) ลดการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 22 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 4.6 แสนล้านบาท และก่อให้เกิดการลงทุนหมุนเวียนในประเทศอีกประมาณ 1.2 ล้านล้านบาท
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการรายใหม่ โดย การเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยมีกรอบการดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และที่แก้ไขเพิ่มเติม
3. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566 เพื่อเตรียมความพร้อมในการเปิดประมูล แบ่งเป็นเรื่องเพื่อทราบ 2 เรื่อง ได้แก่ การกำหนดรูปแบบการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และเงื่อนไขการส่งมอบสิ่งติดตั้งจากผู้รับสัมปทานปัจจุบัน และเรื่องเพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ เงื่อนไขของการประมูล และขั้นตอนและกำหนดการเปิดประมูล สรุปได้ดังนี้
3.1 การกำหนดรูปแบบการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จากการประเมินศักยภาพปิโตรเลียมของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งสองกลุ่ม พบว่ามีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติน้อยกว่า 3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต มีปริมาณการผลิตสะสมรวมกับปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่เหลืออยู่เฉลี่ยทั้งพื้นที่มีค่าน้อยกว่า 4 หมื่นล้านลูกบาศก์ฟุตต่อหลุมผลิตปิโตรเลียม มีโอกาสพบปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์เท่ากับร้อยละ 50 ซึ่งมีค่าสูงกว่าโอกาสพบปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์ของประเทศ (ร้อยละ 39) ดังนั้น ตามประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ กระทรวงพลังงานจะให้สิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับในแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มหลังสัมปทานสิ้นสุดอายุ ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต
3.2 เงื่อนไขการส่งมอบสิ่งติดตั้งจากผู้รับสัมปทานปัจจุบัน เพื่อให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติ ได้อย่างต่อเนื่องทั้งสองแหล่ง ผู้ชนะการประมูลจะต้องใช้แท่นผลิตอย่างน้อย 370 แท่น โดยต้องลงทุนประมาณ 150 แท่น และที่รัฐจะรับมอบจากสัมปทานปัจจุบัน ประมาณ 220 แท่น (จากที่มีในปัจจุบัน 278 แท่น) ซึ่งการส่งมอบสิ่งติดตั้งดังกล่าวเป็นไปตามข้อ 22 ของกฎกระทรวงกำหนดแผนงาน ประมาณการค่าใช้จ่ายและหลักประกันในการรื้อถอนสิ่งติดตั้งที่ใช้ในกิจการปิโตรเลียม พ.ศ. 2559 โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) จะออกประกาศ ชธ. เพื่อกำหนดหลักการสำคัญของข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง อย่างน้อยต้องประกอบไปด้วย (1) รายการและสภาพสิ่งติดตั้งที่จะส่งมอบให้แก่รัฐ (2) ค่าใช้จ่ายในการรื้อถอนสิ่งติดตั้งที่จะส่งมอบให้แก่รัฐ กำหนดให้ผู้รับสัมปทานปัจจุบันชำระตามสัดส่วนการใช้ประโยชน์ โดยยอดชำระเท่ากับอัตราส่วนของประมาณการค่าใช้จ่ายคูณปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตแล้ว กับปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตแล้วรวมกับปริมาณปิโตรเลียม ที่เหลืออยู่ (3) การปลอดภาระหน้าที่รับผิดชอบการรื้อถอน เมื่อส่งมอบสิ่งติดตั้งพร้อมชำระค่าใช้จ่ายตามข้อ (2) และ (4) การให้ความร่วมมือในด้านต่าง ๆ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เช่น ความร่วมมือเพื่อให้เกิดการผลิตปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่อง
3.3 เงื่อนไขของการประมูล มีดังนี้ (1) เงื่อนไขหลักที่กำหนด ได้แก่ กำหนดพื้นที่สำหรับการให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ เป็น 2 แปลงสำรวจ ได้แก่ กำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 12 และ 13 เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 15 16 และ 17 เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 นอกจากนี้ ยังกำหนดปริมาณก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำจากทั้งสองแปลงที่ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลา 10 ปี ซึ่งมาจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 ในอัตรา 800 และ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ และ (2) เงื่อนไขหลักที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ ให้ผู้เข้าประมูลเสนอราคาก๊าซธรรมชาติตามสูตรราคาอ้างอิง โดยมุ่งหวังให้ได้ข้อเสนอราคาก๊าซธรรมชาติที่ต่ำที่สุด รวมทั้ง ให้ผู้เข้าประมูลเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับโดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ตามที่กฎหมายกำหนด
3.4 ขั้นตอนและกำหนดการเปิดประมูล จะใช้เวลาประมาณ 10 เดือน เริ่มตั้งแต่เดือนมีนาคม 2561 กำหนดแผนการบริหารจัดการการประมูลฯ และออกประกาศเชิญชวนในช่วงเดือนเมษายน 2561 ในช่วงเดือนเมษายนถึงพฤษภาคม 2561 ดำเนินการคัดเลือกผู้มีคุณสมบัติเบื้องต้น โดยประกาศผลการคัดเลือกและเชิญชวนให้ยื่นข้อเสนอการประมูลในเดือนพฤษภาคม 2561 ต่อมาในเดือนมิถุนายนถึงกันยายน 2561 จะเปิดให้ผู้มีคุณสมบัติเบื้องต้นจัดเตรียมการยื่นข้อเสนอ และให้ยื่นข้อเสนอการประมูลในเดือนกันยายน โดยคาดว่าจะได้ผู้ชนะการประมูลในเดือนธันวาคม 2561 และนำเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ ผู้ชนะ การประมูลจะสามารถลงนามในสัญญาฯ ได้ประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2562
มติของที่ประชุม
รับทราบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้
1. การใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตในการประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และแปลงสำรวจ G2/61
2. หลักการสำคัญที่ต้องกำหนดในข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง
3. เงื่อนไขของการประมูล ได้แก่ การกำหนดแปลง การกำหนดปริมาณก๊าซธรรมชาติ การเสนอราคาก๊าซธรรมชาติตามสูตรราคาอ้างอิง และการเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับ
4. แผนการบริหารจัดการการประมูลแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ
ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้องให้มีผลบังคับใช้และดำเนินการให้สอดคล้องกับกฎกระทรวงดังกล่าว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้ออกกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 เพื่อเป็นมาตรการบังคับใช้ขั้นต่ำกับอาคารขนาดใหญ่ที่มีปริมาณการใช้พลังงานสูง เรียกว่า เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพด้านพลังงานในอาคาร (Building Energy Code) โดยครอบคลุมอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง 9 ประเภทอาคาร ได้แก่ สำนักงาน โรงแรม โรงพยาบาล ศูนย์การค้า โรงมหรสพ สถานบริการ อาคารชุมนุมคน อาคารชุด และสถานศึกษา ที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ต้องออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่ระบุในกฎกระทรวง ได้แก่ ระบบเปลือกอาคาร ระบบปรับอากาศ ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบผลิตน้ำร้อน และการใช้พลังงานหมุนเวียน เป็นต้น แต่เนื่องจากกฎกระทรวงดังกล่าวออกตามความในมาตรา 19 ของ พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ซึ่งไม่มีอำนาจหน้าที่ในการอนุญาตแบบก่อสร้างอาคาร ดังนั้น ในมาตรา 20 ของ พ.ร.บ. อนุรักษ์พลังงานฯ จึงได้ระบุไว้ว่าให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณา หากเห็นชอบให้นำไปบังคับใช้ เสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 ของ พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ส่งกฎกระทรวงให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาเพื่อให้เกิดการบังคับใช้ ซึ่งได้มีมติเห็นควรบังคับใช้กับอาคารขนาดใหญ่ที่มีความพร้อมก่อน และทยอยบังคับใช้กับอาคารทั้ง 9 ประเภท ภายใน 3 ปี โดยปีที่ 1 บังคับกับอาคารขนาดตั้งแต่ 10,000 ตารางเมตรขึ้นไป (มีอาคารที่เข้าข่ายต้องดำเนินการประมาณ 100 อาคารต่อปี) ปีที่ 2 บังคับกับอาคารขนาดตั้งแต่ 5,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (มีอาคารที่เข้าข่ายต้องดำเนินการอีกประมาณ 700 อาคารต่อปี) ปีที่ 3 บังคับกับอาคารขนาดตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (มีอาคารที่เข้าข่ายต้องดำเนินการอีกประมาณ 400 อาคาร ต่อปี) โดยให้นำข้อกำหนดข้อมูลทางเทคนิค และเกณฑ์ค่าประสิทธิภาพของระบบต่าง ๆ จากเดิมระบุ ในกฎกระทรวงไปไว้ในประกาศกระทรวงแทน เพื่อความสะดวกในการปรับปรุง และเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 คณะกรรมการควบคุมอาคารได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงและร่างประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้องในเบื้องต้น ต่อมาได้ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการพิจารณากฎหมายระดับกรม และระดับกระทรวง เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 และผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการบริหารโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561
3. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวงฯ มีดังนี้ (1) กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ในอาคาร 9 ประเภทข้างต้น ต้องมีการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (2) กำหนดมาตรฐานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานไว้ 5 ระบบหลัก ได้แก่ ระบบเปลือกอาคาร ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบปรับอากาศ อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน และการใช้พลังงานรวมและการนำพลังงานหมุนเวียนมาใช้ ต้องมีค่ามาตรฐานไม่เกินที่ประกาศกระทรวงกำหนด (3) กำหนดหลักเกณฑ์ และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยออกประกาศกระทรวงกำหนด (4) กำหนดวิธีการตรวจรับรองแบบอาคารด้านอนุรักษ์พลังงาน โดยสภาวิศวกรหรือสภาสถาปนิกเป็นผู้รับรองคุณสมบัติของผู้ตรวจรับรองแบบอาคาร (5) กำหนดวิธีการปฎิบัติในการรับรองแบบอาคารให้สอดคล้องตามวิธีการขออนุญาตก่อสร้างอาคารตามกฎหมายควบคุมอาคาร และ (6) กำหนดบทเฉพาะกาล และวิธีการบังคับใช้ โดยในส่วน การเตรียมความพร้อมรองรับการบังคับใช้ ได้ดำเนินการอบรมให้ความรู้ความเข้าใจการพิจารณาอนุญาตก่อสร้างแก่เจ้าหน้าที่ท้องถิ่น อบรมให้ความรู้การตรวจประเมินแบบอาคารอนุรักษ์พลังงานให้กับสถาปนิกและวิศวกร ทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) ร่วมกับสภาวิศวกรและสภาสถาปนิก ผู้ประกอบการอาคารขนาดใหญ่ และสถาบันการศึกษา จัดประชุมรับฟังความเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง รวมทั้งนำร่องตรวจรับรองแบบอาคารภาครัฐตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 และตรวจรับรองแบบอาคารเอกชนที่สนใจ รวมกว่า 550 อาคาร ทั้งนี้ หากมีการใช้พลังงาน ในอาคารอย่างมีประสิทธิภาพตั้งแต่เริ่มต้นออกแบบอาคาร คาดว่าจะเกิดผลประหยัดพลังงานอย่างน้อย ร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับการออกแบบอาคารทั่วไปที่ไม่ได้คำนึงถึงด้านอนุรักษ์พลังงาน และจาก แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (ปี 2558 - 2579) คาดว่าในปี 2579 จะมีผลประหยัดรวมประมาณ 13,686 ล้านหน่วย (1,166 กิโลตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) หรือคิดเป็นเงินประมาณ 47,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... จำนวน 1 ฉบับ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 13 วันจันทร์ที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 13)
เมื่อวันจันทร์ที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2560 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 และแนวโน้มปี 2560
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2559
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
6. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
8. มาตรการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยด้านพลังงาน
9. อัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
10. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย (LTM-PIP)
11. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.)
12. การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 และแนวโน้มปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 มีภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.2 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ไตรมาสแรกขยายตัวร้อยละ 3.3 ทั้งนี้ การนำเข้าพลังงานขั้นต้นสุทธิคิดเป็นร้อยละ 46 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 475 พันล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 32.5 สรุปการใช้พลังงานแต่ละชนิด ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 65.4 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากความต้องการใช้ในการขนส่งสินค้าเกษตร (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 29.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากการใช้น้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล 95 เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะในภาคขนส่ง เนื่องจากปริมาณรถยนต์ที่เพิ่มมากขึ้น ประกอบกับราคาขายปลีกในประเทศที่ยังคงอยู่ในระดับที่ไม่สูงมาก อีกทั้งผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV เปลี่ยนมาใช้น้ำมันทดแทนเนื่องจากราคาถูกและมีความสะดวกด้านสถานีบริการ (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 18.6 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ตามการขยายตัวของภาคการท่องเที่ยว (4) LPG การใช้อยู่ที่ระดับ 3,055 พันตัน เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 1.4 โดยภาคครัวเรือนมีสัดส่วนการใช้สูงสุดร้อยละ 34 มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.9 รองลงมาคือการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีร้อยละ 32 มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.0 และภาคอุตสาหกรรม มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 ในส่วนภาคขนส่งลดลงร้อยละ 9.6 จากการปรับลดลงของราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลให้ผู้ใช้รถยนต์ LPG บางส่วนเปลี่ยนไปใช้น้ำมันทดแทน (5) การใช้ไฟฟ้า ในช่วง 6 เดือนแรก อยู่ที่ 92,280 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ในเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจ ยกเว้นบ้านอยู่อาศัยและภาคธุรกิจ ส่วนภาคอุตสาหกรรมซึ่งมีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้าสูงสุดร้อยละ 48 มีการใช้เพิ่มขึ้นเล็กน้อย ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของปี 2560 เกิดเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2559 เวลา 14.20 น. โดยในระบบของ 3 การไฟฟ้า อยู่ที่ 30,303.4 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ 2.2 Peak ในระบบของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ที่ 28,578.4 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ Peak ปีนี้ลดลงตามอุณหภูมิที่ลดลง เนื่องจากสภาพอากาศที่มีลมมรสุมพัดผ่านทำให้มีฝนตกเร็วกว่าฤดูกาล ประกอบได้รับความร่วมมือจากภาคประชาชนตามมาตรการรณรงค์ลดการใช้พลังงานของกระทรวงพลังงาน สำหรับการผลิตไฟฟ้าในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ 99,946 ล้านหน่วย ลดลงร้อยละ 0.5 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นร้อยละ 60 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (รวมพลังงานน้ำ) คิดเป็นร้อยละ 11 ทั้งนี้ การที่การผลิตไฟฟ้าลดลง คาดว่าส่วนหนึ่งมาจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือจำหน่ายลูกค้าตรงโดยไม่ผ่านระบบของการไฟฟ้า (Independent Power Supply: IPS) เพิ่มมากขึ้น
2. แนวโน้มพลังงานปี 2560 โดยสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) คาดว่าเศรษฐกิจไทยในปี 2560 จะขยายตัวร้อยละ 3.3 - 3.8 ราคาน้ำมันดิบดูไบ อยู่ในช่วง 47 - 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนอยู่ในช่วง 35 - 36 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คาดการณ์ว่าการใช้พลังงานขั้นต้นจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.0 ตามภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัว ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น ร้อยละ 1.8 โดยน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 เบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่คาดว่าจะยังคงอยู่ในระดับที่ไม่สูงมาก การใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.8 ตามแนวโน้มการขยายตัวของภาคการท่องเที่ยว ส่วนการใช้น้ำมันเตาคาดว่าจะลงลงร้อยละ 8.1 เมื่อเทียบกับฐาน ที่สูงในปี 2559 ในขณะที่การใช้ LPG ที่ไม่รวมการใช้ใน Feed stocks ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คาดว่าจะลดลงร้อยละ 2.0 (2) การใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 คาดว่าจะลดลงจากปี 2559 เล็กน้อยร้อยละ 0.4 จากการใช้ที่ลดลงในภาคขนส่งและภาคการผลิตไฟฟ้า โดยในภาคขนส่งลดลงเนื่องจากผู้ใช้ NGV บางส่วนเปลี่ยนกลับไปใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง ในขณะที่ภาคการผลิตไฟฟ้าลดลงเนื่องจากได้ปรับโรงไฟฟ้าบางปะกง หน่วยที่ 3 ของ กฟผ. ขนาด 314 เมกะวัตต์ ไปเป็นโรงไฟฟ้าประเภทสำรองฉุกเฉิน และ (3) การใช้ไฟฟ้า คาดว่าจะอยู่ที่ 186,484 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.0 เมื่อเทียบกับปี 2559 ตามการขยายตัวของเศรษฐกิจที่คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้น
3. ในช่วงวันที่ 24 มิถุนายน - 11 กรกฎาคม 2560 ได้เกิดเหตุขัดข้องบริเวณปล่องเผาก๊าซทิ้ง (Flare Gas Tip) ของระบบส่งจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งพัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย หรือแหล่ง JDA-A18 ส่งผลให้ ก๊าซธรรมชาติหายไปจากระบบ 440 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งต้องใช้สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ 180 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน NGV ภาคใต้ 5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และส่งเข้าระบบส่งก๊าซตะวันออก 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 766 เมกะวัตต์ ต้องหยุดการเดินเครื่อง ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับมาใช้น้ำมันดีเซลปริมาณ 19.5 ล้านลิตร เดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 และใช้น้ำมันเตาปริมาณ 14 ล้านลิตร เดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ และรับซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย 3.2 ล้านหน่วย (ราคาประมาณ 3.27 บาทต่อหน่วย) รวมทั้งรับไฟฟ้าจากภาคกลางเข้ามาเสริม โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เกิดขึ้นเวลา 19.27 น. อยู่ที่ระดับ 2,436.3 เมกะวัตต์ ในขณะที่กำลังการผลิตอยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 สถานี จาก 16 สถานี โดยใช้ ก๊าซธรรมชาติที่เก็บไว้ใน Stock และขนส่ง NGV จากภาคกลางมาเสริมเพื่อรองรับความต้องการในพื้นที่ภาคใต้ และ (3) กรณีระบบส่งก๊าซตะวันออก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้เรียกรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตรายอื่น เต็มความสามารถ และเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบเพื่อรองรับความต้องการของลูกค้า ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุขัดข้องดังกล่าวและสามารถเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะได้ตั้งแต่วันที่ 11 กรกฎาคม 2560 ซึ่งเร็วกว่ากำหนดเดิมที่กำหนดไว้วันที่ 12 กรกฎาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมิถุนายน 2560 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,243 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,627 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 438 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,581 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,024 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 58 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,243 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,056 ราย รวม 7,242 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 133 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,685 เมกะวัตต์ และโครงการ ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 39 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 316 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการ ที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 894 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,137 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลงนามสัญญา ซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 242 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,627 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 25 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 527 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,154 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,416 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 438 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 20 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 46 เมกะวัตต์ รวมเป็น 484 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 796 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 328 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 35 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,581 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,421 เมกะวัตต์ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,662 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,024 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 7 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 14 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,038 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,962 เมกะวัตต์
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานที่สำคัญมีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ประเภทก๊าซชีวภาพ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ปัจจุบันเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ มีผู้สนใจยื่นคำขอ 6 ราย 4 บริษัท กำลังการผลิตติดตั้งรวม 10.9 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 10.3 เมกะวัตต์ คาดว่าลงนามสัญญาได้ในเดือนมกราคม 2561 (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. เห็นชอบให้ขยาย SCOD ให้กับผู้ผ่านการอุทธรณ์ จำนวน 8 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 33.95 เมกะวัตต์ โดยกำหนด SCOD ภายในเดือนสิงหาคม 2560 อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 และปรับลดอัตรา FiT ลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย โดยคงเหลืออยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์อีก 3 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 9.5 เมกะวัตต์ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 โดยเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 ได้ประกาศผลผู้ที่ผ่านการจับสลาก 38 ราย (จาก 633 ราย) รวม 171.52 เมกะวัตต์ (เป้าหมาย 219 เมกะวัตต์) แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 27 ราย 119 เมกะวัตต์ หน่วยงานราชการ 11 ราย 52.52 เมกะวัตต์ มีกำหนดลงนามในสัญญาฯ ภายในวันที่ 2 พฤศจิกายน 2560 เพื่อให้ COD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2561 (4) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าได้ประกาศในราชกิจจาฯ เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการร่างประกาศ เป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2563 และ (5) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT โดยคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 1) ได้มีหนังสือตอบความเห็นกรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น มีประเด็นสำคัญคือ การดำเนินการยังเป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐตามประกาศของคณะกรรมการนโยบายการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างกำหนดขั้นตอนการรับซื้อเพื่อเตรียมออกประกาศต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2559
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2560 มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2557 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2560 โดยในปีงบประมาณ 2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 25,267,782.50 บาท แบ่งเป็น ทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ในวงเงิน 11,534,070 บาท สำหรับการศึกษาระดับปริญญาโทต่างประเทศ 2 ทุน ในประเทศ 8 ทุน ทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษต่างประเทศ 9 ทุน ในประเทศ 26 ทุน ภาษาจีนในประเทศ 1 ทุน และโครงการอบรมภาษาต่างประเทศในประเทศ 1 โครงการ ทุนสำหรับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 9 หลักสูตร ในวงเงิน 12,253,712.50 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท สำหรับเป็นค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2559 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 434.155 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.037 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 434.117 ล้านบาท และผลการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2559 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 9.936 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 15.768 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 5.831 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. รายงานความคืบหน้าคดีปกครอง เรื่อง การเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และการระงับหรือยับยั้งการปฏิบัติหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการเปิดสัมปทาน รอบที่ 21 โดยนายสมคิด หอมเนตร กับพวกรวม 27 คน ได้ยื่นฟ้องนายกรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ (คนร.) คณะกรรมการบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยขอให้ศาล มีคำสั่งระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ระงับการปฏิบัติหน้าที่ ที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทาน รอบที่ 21 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2560 ศาลปกครองกลางได้มี คำพิพากษายกฟ้อง โดยคำพิพากษาสรุปว่า คำสั่งนายกรัฐมนตรีที่จัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการออกคำสั่งโดยมีกฎหมายให้อำนาจไว้ และออกคำสั่งได้ถูกต้องมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ส่วนประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเกี่ยวกับการเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (รอบที่ 21) จำนวน 29 แปลง เป็นเพียงการคาดว่าแนวเขตพื้นที่ที่ประกาศน่าจะมีศักยภาพปิโตรเลียมเพื่อให้เอกชนผู้สนใจลงทุนได้ทราบ ยังมิได้มีการดำเนินการค้นหาปิโตรเลียม จึงยังไม่มีผลกระทบต่อการที่รัฐจะเสียผลประโยชน์ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กระทรวงพลังงานได้มีประกาศใหม่เพื่อยกเลิกประกาศที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทาน รอบที่ 21 ดังกล่าวข้างต้นแล้ว
2. รายงานความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล โดยผู้ประกอบกิจการโรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 8 รายได้ยื่นฟ้อง กพช. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ต่อศาลปกครอง โดยขอให้ร่วมกันหรือแทนกันชำระค่าเสียหายจากการไม่ได้รับค่าไฟฟ้าอัตรา FiT Premium ตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2558 จนถึงวันที่ 10 มีนาคม 2559 ให้แก่ผู้ฟ้องคดี พร้อมดอกเบี้ยในอัตราร้อยละ 7.5 ต่อปี นับแต่วันถัดจากวันฟ้องเป็นต้นไปจนกว่าจะชำระเสร็จ และให้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder ทุกโครงการ มีสิทธิเช่นเดียวกับโครงการที่เปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT ตามประกาศ กกพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2558 ซึ่งรวมทั้งสิทธิในการเปลี่ยนสัญญาเป็น FiT มีอายุสัญญา 20 ปี ตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2558 โดยได้รับอัตรา FiT Premium ในช่วง 8 ปีแรกด้วย ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. อยู่ระหว่างจัดทำคำให้การแก้คำฟ้อง และมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแทน กพช.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ที่เห็นชอบโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โดยให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. ต่อไป
2. ผลการศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของ กฟผ. จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ปริมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทน โดยแนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้มีขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU ต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2571
3. ผลการศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง โดยโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อ ก๊าซธรรมชาติของไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ ในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อใน เมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับ ค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินการภายในปี 2564 หากจะเร่งดำเนินการให้เสร็จในกลางปี 2566 ต้องได้รับอนุมัติภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้ เพื่อให้การขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำรายงานผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และก่อสร้างได้ทันตามกำหนด
4. หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชธ. สนพ. และ กกพ. มีความเห็นดังนี้ (1) โครงการ [F-2] ช่วยเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้ ช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ ควรเปิดให้เอกชนเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างโครงการ (2) หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ อาจพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทน FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ (3) โครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ทั้งนี้ การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก และความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์นอกจากนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต ทั้งนี้ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 ได้รับทราบรายงานผลการศึกษาทั้งสองโครงการแล้ว การดำเนินการต่อไป ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาและความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างประสานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่าย การเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ. ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรีและแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาได้นำผลการศึกษาดังกล่าวเสนอต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2559
2. ปัจจัยในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) กำหนดให้มีผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) โดยกำหนดให้มีการแยกกิจการและการบริหารให้เป็นหน่วยงานที่ดำเนินงานเฉพาะการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงอย่างเดียว ดำเนินการอย่างเป็นอิสระจากหน่วยงานที่ทำกิจกรรมเกี่ยวกับการผลิต จัดหา และจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Network Code) ที่สนับสนุนให้มีการแข่งขันของ Shipper หลายรายและเอื้อให้เกิดกลไกการเคลื่อนไหวของราคาตามสภาพตลาด โดยความเป็นอิสระของ TSO จะสร้างความมั่นใจให้ผู้ประกอบการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ว่าจะได้รับการปฏิบัติที่เป็นธรรมอย่างแท้จริง (2) มีผู้ประกอบการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Shipper) หลายรายและมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นไอ (สถานี LNG Regasification) หลายราย โดยเปิดโอกาสให้มีผู้นำเข้าก๊าซ LNG และ Shipper รายใหม่ จำกัดการเพิ่มส่วนแบ่งตลาดของผู้ประกอบการรายเดิมที่มีอำนาจเหนือตลาด เพื่อให้ผู้ประกอบการรายอื่นๆ สามารถเข้าสู่ตลาดได้ ส่งเสริมให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่ จากสัดส่วนการใช้ LNG ของประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะเอื้อให้ Shipper และผู้นำเข้า LNG สามารถเลือกใช้ผู้ให้บริการได้มากราย ทำให้เกิดการแข่งขันด้านประสิทธิภาพและอัตราค่าบริการของสถานี LNG เพิ่มความยืดหยุ่นในการรับ LNG จากแหล่งที่มีคุณภาพและขนาดของเรือขนส่งที่แตกต่างกัน (3) มีระบบที่ส่งเสริมและเอื้อต่อการแข่งขันในการจัดหา LNG โดยสร้างกลไกการกำกับดูแลที่มีประสิทธิภาพและประสิทธิผล สร้างระบบการเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ ที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่าง เท่าเทียมกัน โดยต้องมีระบบการเปิดเผยข้อมูลรายการและราคาการจัดหา LNG อย่างโปร่งใส (กำหนดไว้ใน Network Code) ทำให้มีการเปรียบเทียบราคา เกิดการแข่งขันในการจัดหา LNG และราคาที่สะท้อนตลาดสากล และ (4) แยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ สร้างความชัดเจนและกำหนดบทบาทของผู้ประกอบการรายเดิมที่มีลักษณะผูกขาดโดยธรรมชาติ ด้วยการแยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นหน่วยงานที่มีการดำเนินงานเฉพาะการบริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) มี Network Code (TPA Code) ที่สนับสนุนให้มี Shipper & Distributors ได้หลายราย เพื่อสร้างทางเลือกให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ ภายใต้การกำกับของ กกพ. แยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขจัดการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (vertical Integration)
3. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้
3.1 ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง : การเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขัน ควรมีโครงการนำร่อง เพื่อสร้างความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการตามสภาพข้อเท็จจริงและสถานการณ์พลังงานในปัจจุบัน รวมทั้งเป็นการทดสอบเพื่อชี้ชัดถึงอุปสรรคและข้อจำกัดต่างๆ ที่ในช่วงการเปลี่ยนผ่าน โดยมีหลักการว่า ด้านธุรกิจต้นน้ำ ในการจัดหา LNG ให้ กฟผ. เป็นผู้จัดหาก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นอีกหนึ่งรายนอกเหนือจาก ปตท. เนื่องจากเป็นหน่วยงานรัฐที่มีความพร้อมที่สุด เพื่อทดสอบระบบการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG การขอใช้บริการสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ TPA Code รวมถึงกติกาใหม่ต่างๆ ส่วนด้านธุรกิจกลางน้ำ ให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้เป็นอิสระจากระบบจัดหาและจำหน่าย โดยให้เป็นการแยกทางบัญชี เพื่อทำหน้าที่เสมือนเป็น TSO ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และ ราคาก๊าซ LNG ที่นำเข้าโดย กฟผ. จะส่งผ่านไปยังโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG เป็นเชื้อเพลิง และไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas และด้านธุรกิจปลายน้ำให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper เป็นผู้จัดหา LNG ให้โรงไฟฟ้าตามที่กำหนด โดยมีแนวทางการดำเนินงานดำเนินโครงการนำร่องเพื่อเตรียมพร้อมไปสู่ระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมเป็น Shipper รายใหม่ จัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเอง โดยหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ในปัจจุบัน และเพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย ให้ กฟผ. แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยแยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และแยกเป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) ให้แล้วเสร็จภายในการดำเนินการระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย กำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ (2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) ให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยแยกทางบัญชีก่อน แล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ ดังกล่าว ทำหน้าที่เป็น TSO ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) ให้ ชธ. กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และการนำเข้าในรูป LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) ให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) ให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
3.2 ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ : เริ่มเปิดให้มีเอกชนรายใหม่สามารถเข้ามาดำเนินธุรกิจก๊าซธรรมชาติทั้งในส่วนของการนำเข้า LNG การจัดหาและจำหน่าย (Shipper) และการลงทุนบริหารสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งให้ ปตท. จัดตั้ง TSO เพื่อเป็นหน่วยงานหรือองค์กรที่แยกเป็นอิสระจากการจัดหาและจำหน่าย ทำหน้าที่เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซและรักษาสมดุล เสถียรภาพและความมั่นคงของระบบท่อส่ง โดยแบ่งเป็นด้านธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มีระบบที่มีการแข่งขันการจัดหา LNG โดยเอกชนรายใหม่สามารถนำเข้า LNG ได้ เพื่อให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ ในส่วนด้านธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้ง TSO ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซและรักษาสมดุลของระบบท่อ และด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มี DSO รายใหม่ ทั้งนี้ มีแนวทางดำเนินงานเพื่อให้เกิดความพร้อมก่อนเข้าสู่ระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) การพิจารณาความชัดเจนเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) การกำหนดหลักเกณฑ์ ปรับปรุงกฎหมายและข้อบังคับที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับกรณีมี Shipper และผู้นำเข้า LNG หลายราย (3) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) (4) การจัดตั้ง TSO เพื่อเป็นหน่วยงานและ/หรือเตรียมไปสู่องค์กรที่แยกเป็นอิสระ (5) การศึกษาการแยกและบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (DSO) รวมถึงการศึกษาและจัดทำ TPA Regime/Code และหลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการของ DSO (6) การศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การเปิดให้มีการประมูลเพื่อก่อสร้างและดำเนินธุรกิจสถานี LNG (7) การดำเนินการนโยบาย SPP Pool โดยให้ สนพ. เร่งศึกษาและเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และ (8) การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต
3.3 ระยะที่ 3 : เปิดแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบ ในระยะนี้จะมีผู้นำเข้า LNG และ Shipper หลายราย ทำให้สัดส่วนของการจัดหา LNG เพิ่มสูงขึ้น ในขณะที่การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาเดิม (Old Supply) จะลดน้อยลง ส่งผลให้ตลาดมีความพร้อมเข้าสู่ระบบที่มีการแข่งขันมากขึ้น อย่างไรก็ตาม เพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรีในกิจการพลังงานทั้งระบบ จึงต้องมีการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1: ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดย
1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper ดำเนินการแยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย อันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย โดยให้ กฟผ. แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) ให้แล้วเสร็จภายในช่วงระยะเวลาการดำเนินการของระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย (ปตท. กฟผ. และผู้ประกอบการในอนาคต) จะต้องมีการกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ (2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper
3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อน แล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าว ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน
4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้าในรูปของก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย
5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. รับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป
ทั้งนี้ ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถดำเนินการตามข้อ 1 ได้ โดยไม่ต้องรอการรับรองมติของที่ประชุม
เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและ ไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง ในส่วนของระบบคลังก๊าซ LPG กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน
2. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การเตรียมการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็นระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาน้ำเข้าปรับลดลงมาอยู่ที่ 399 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
4. รูปแบบการประกอบกิจการก๊าซ LPG และสถานภาพคลังก๊าซ LPG ที่เขาบ่อยาและบ้านโรงโป๊ะ ประกอบด้วย (1) การผลิตหรือการจัดหา ได้แก่ การผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมัน และการจัดหาจากการนำเข้า (2) คลังสำรองก๊าซ LPG (3) ระบบการขนส่ง ประกอบด้วย ทางรถไฟ รถยนต์ และเรือ (4) ระบบการค้าส่ง ประกอบด้วย ผู้ประกอบการคลังภูมิภาค ผู้ประกอบการโรงบรรจุ สถานีบริการก๊าซ LPG โดยปัจจุบันมีผู้ค้าก๊าซ LPG ที่ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 20 ราย และ (5) ระบบการค้าปลีก ในปัจจุบันเป็นระบบกึ่งลอยตัว โดยรัฐกำหนดราคาขายหน้าคลังก๊าซ ผู้ค้าก๊าซ LPG กำหนดราคาขายปลีก มีกรมการค้าภายในติดตามดูแลให้เกิดความเป็นธรรมทั้งผู้จำหน่ายและผู้ใช้ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LIFE) ของ ปตท. และเห็นชอบให้กำหนดอัตราค่าบริการค่าผ่านคลังในรูปแบบ “Regulated Asset” เสมือนว่าคลัง LIFE เป็นคลังกลางที่ต้องใช้ร่วมกับของผู้ค้าทุกรายจึงต้องมีการกำกับดูแลด้านราคา ซึ่งสมมติฐานดังกล่าวได้เปลี่ยนไปและอาจจะไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน เนื่องจากผู้ค้ารายอื่นมีทางเลือกในการเลือกใช้คลังสำรองและคลังนำเข้าก๊าซ LPG จึงเห็นควรที่จะให้ ปตท. สามารถใช้คลัง LIFE ดำเนินธุรกิจได้ในเชิงพาณิชย์ และแข่งขันกับทางเลือกต่างๆ ของผู้ค้ารายอื่นได้ จึงเห็นควรเสนอยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
5. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ จะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ปัจจุบันมีผู้นำเข้าเพิ่มเป็น 3 ราย (ปตท. สยามแก๊ส และ มิตซูบิชิ) และความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบกับราคาต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาใกล้เคียงกับการนำเข้าซึ่งเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนั้น กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 จึงมีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า (2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดย สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ (5) คลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ให้ ปตท.จะดำเนินโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะกำหนดกติกาให้ผู้ค้า LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้า LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้า LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้า LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลัง LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย (9) การจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ (10) เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. เพื่อขอยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LIFE) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน พร้อมทั้งเห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ แทนระบบปัจจุบันทั้งหมด การให้สวัสดิการให้รวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า และยกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติไว้เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560เป็นต้นไป ดังนี้
(1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้ง การนำเข้า
(2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น
(3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มี ความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (ตามข้อ (7))
(4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ
(5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา
(6) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
(7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอ กบง. ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้
(8) คลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ใน เชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้า ก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
(9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่
(10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement: LIFE) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
เรื่องที่ 8 มาตรการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยด้านพลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2560 กรมบัญชีกลางได้ประชุมหารือร่วมกับ สนพ. ธพ. และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาแนวทางการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า ค่าน้ำประปา รวมทั้งการให้สวัสดิการอื่นเพิ่มเติม และที่ประชุมได้เห็นชอบแนวทางการให้สวัสดิการด้านพลังงาน ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้า ในวงเงิน 300 บาทต่อคนต่อเดือน กรณีไม่เกินวงเงิน 300 บาท หรือเกิน 300 บาท แต่ไม่เกิน 600 บาท ไม่ต้องตรวจสอบชื่อในใบแจ้งหนี้ให้ตรงกับชื่อในบัตรสวัสดิการ โดยได้ส่วนลดไม่เกินวงเงินที่กำหนด ส่วนต่างให้ชำระเพิ่มเติมเอง กรณีเกิน 600 บาท ต้องตรวจสอบชื่อในใบแจ้งหนี้ให้ตรงกับชื่อในบัตรสวัสดิการ โดยได้ส่วนลดไม่เกิน 300 บาท ส่วนต่างให้ชำระเพิ่มเอง (2) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับครัวเรือนรายได้น้อยช่วยเหลือในวงเงิน 50 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ปริมาณการใช้ก๊าซ 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) และ (3) น้ำมันเชื้อเพลิงและ NGV ไม่มีการช่วยเหลือ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2560 กรมบัญชีกลางได้ประชุมร่วมกับ ธพ. สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อทบทวนแนวทางการให้สวัสดิการผ่านบัตรสวัสดิการแก่ผู้มีรายได้น้อยตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ซึ่งผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทนสำนักงาน กกพ. มีความเห็นว่าควรปรับวงเงินสวัสดิการค่าไฟฟ้าเป็น 200 บาทต่อคนต่อเดือน หรือคิดเป็นปริมาณไฟฟ้าประมาณ 60 หน่วยต่อเดือน พร้อมทั้งยกเลิกนโยบายไฟฟ้าฟรี เพื่อลดปัญหาความไม่เป็นธรรมแก่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่นที่ต้องอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรี ส่วนการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยผ่านสวัสดิการสำหรับค่าก๊าซ LPG คงเดิมอยู่ที่ 50 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งการพิจารณาเพื่อรองรับนโยบายการให้สวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การให้สวัสดิการค่าไฟฟ้าควรกำหนดสิทธิผู้มีรายได้น้อยกับทะเบียนมิเตอร์ผู้ใช้ไฟฟ้า (2) ควรลดฐานการให้สวัสดิการค่าไฟฟ้าโดยคิดจากการใช้ไฟฟ้าประมาณ 50 – 60 หน่วยต่อเดือน หรือประมาณ 200 บาทต่อเดือน (3) เพื่อไม่ให้เกิดการซ้ำซ้อน เสนอให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีและ กพช. ที่เกี่ยวข้องกับนโยบายและมาตรการ ในการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย พร้อมทั้งกำหนดวันที่มีผลบังคับใช้ให้สอดคล้องกัน
2. กรมบัญชีกลาง ได้แจ้งแนวทางการจัดสวัสดิการและสิทธิประโยชน์สำหรับผู้มีสิทธิตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 (ใหม่) โดยสวัสดิการค่าไฟฟ้าภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน (ปริมาณไฟฟ้า 50 หน่วยต่อเดือน) มีเงื่อนไขคือ กรณีใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าไม่เกิน 200 บาท สามารถใช้บัตรสวัสดิการชำระได้ตามจำนวนเงินในใบแจ้งหนี้ กรณีเกิน 200 บาท แต่ไม่เกิน 500 บาท สามารถใช้บัตรสวัสดิการชำระได้ตามสิทธิ 200 บาท และส่วนเกินให้เลือกชำระเป็นเงินสดหรือการตัดเงินจากกระเป๋าเงิน (e - Money) และเมื่อถึงวันที่ 1 ของเดือน วงเงินจะถูกปรับเป็นค่าเริ่มต้นที่ 200 บาท ไม่มีการสะสมวงเงินในเดือนถัดไป ทั้งนี้ หากยอดใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าเกิน 500 บาท จะไม่สามารถใช้สิทธิในเดือนนั้นได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2560 กระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือขอให้กระทรวงการคลัง พิจารณาดังนี้ (1) ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และใช้เงินกองทุนประชารัฐ (2) การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน และ (3) ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน ได้ประสานกับกรมบัญชีกลางเพิ่มสวัสดิการค่าก๊าซ LPG รวมกับค่าไฟฟ้าอีกเดือนละ 15 บาท รวมเป็นวงเงินสวัสดิการค่าไฟฟ้า 215 บาทต่อคนต่อเดือน
3. ที่ผ่านมากระทรวงพลังงาน ได้มีการช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐบาล ได้แก่ (1) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ตั้งแต่ปี 2551 ถึงปัจจุบัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิค่าไฟฟ้าฟรี คือ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย) ที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ และไม่เป็นนิติบุคคล ซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือนนับถึงเดือนปัจจุบัน และ (2) โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยช่วยเหลือจ่ายชดเชยส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG สำหรับครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามปริมาณการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามปริมาณการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน หรือตามปริมาณที่ลงทะเบียนไว้ โดยตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2560 มีจำนวนผู้มีสิทธิ 7,954,727 ราย มีผู้ใช้สิทธิ 376,162 ราย แบ่งเป็นครัวเรือนรายได้น้อยที่มีสิทธิ 7,569,867 ราย ใช้สิทธิ 194,510 ราย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่มีสิทธิ 384,860 ราย ใช้สิทธิ 181,652 ราย อัตราชดเชยส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ 2.36 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ จากจำนวนผู้มีสิทธิตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ เดิม เมื่อใช้ฐานข้อมูลผู้มีรายได้น้อยที่ขึ้นทะเบียนกับกรมบัญชีกลางภายใต้โครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 จำนวน 14 ล้านคน จะช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยได้เพิ่มมากขึ้น ครอบคลุมและสามารถเข้าถึงตัวบุคคลได้มากขึ้นด้วย นอกจากนี้ ในช่วงที่โครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ยังไม่มีผลบังคับใช้ รัฐจะชดเชยส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนโครงการบัตรส่วนลดราคา NGV ได้ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ดังนั้น หากรัฐบาลมีนโยบายการให้สวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ซึ่งได้รวมการช่วยเหลือด้านพลังงาน ในวงเงินรวม 215 บาทต่อคนต่อเดือน ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และ LPG วงเงิน 15 บาทต่อคนต่อเดือนด้วยแล้ว จึงเห็นสมควรยุติมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน รวมถึงยกเลิกคำสั่งและประกาศต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้สิทธิสวัสดิการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าและก๊าซ LPG ทดแทน เพื่อลดการดำเนินการที่ซ้ำซ้อน และช่วยลดภาระของผู้ประกอบการซึ่งเป็นผู้จ่ายเงินอุดหนุนลงได้ ทั้งยังสอดคล้องกับคำสั่งศาล ฉบับลงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560 คดีดำหมายเลขที่ 10/2555 และคดีแดงหมายเลข 369/2560 ซึ่งเห็นควรให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้จัดหาเงินเพื่ออุดหนุนตามนโยบายของรัฐบาล
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการ สำหรับค่าไฟฟ้า และค่าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ของกรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง
2. เห็นชอบกำหนดส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับการชดเชยผู้ได้รับสิทธิ์ภายใต้โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ระหว่างที่การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 ยังไม่มีผลบังคับใช้ หรือยังไม่สามารถทดแทนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้
3. เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี และโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือน รายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป
4. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงยกเลิกประกาศ หรือคำสั่งในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้มีผลบังคับใช้สอดคล้องกับมติคณะรัฐมนตรีเรื่องการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560
เรื่องที่ 9 อัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย ในระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559 - 2560) และเห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะสำหรับโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดอัตราค่าบริการตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบ ต่อมากระทรวงพลังงานได้เตรียมความพร้อมร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ศึกษาและจัดทำรายงานแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า ดังนี้ (1) การศึกษาแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การศึกษา การจัดการ Load Pattern และมาตรฐานคุณภาพไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปจากการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า และ (3) การศึกษา วิเคราะห์กฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า
2. โครงการนำร่องของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ประกอบด้วย (1) โครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้า และสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมการเรียนรู้ กฟผ. (สำนักงานกลาง) ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดหารถมินิบัสไฟฟ้า จำนวน 1 คัน คาดว่าจะนำรถมาใช้งานได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 จัดหารถจักรยานยนต์ไฟฟ้า จำนวน 5 คัน คาดว่าจะนำรถมาใช้งานได้ภายในเดือนตุลาคม 2560 และจัดหาสถานีอัดประจุไฟฟ้า จำนวน 4 สถานี อยู่ระหว่างการประกวดราคา คาดว่าจะใช้งานได้ภายในปี 2560 ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนขยายผลการนำร่องสาธิตรถมินิบัสไฟฟ้าอีก 9 คัน และสถานีอัดประจุไฟฟ้าอีก 8 สถานี ในพื้นที่โรงไฟฟ้าและสำนักงานของ กฟผ. ทั่วประเทศ ใช้งบประมาณประมาณ 97 ล้านบาท (2) โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า อยู่ระหว่างดำเนินโครงการงานวิจัยกับสถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกล้าเจ้าคุณทหารลาดกระบัง โดยจะเริ่มดำเนินการในเดือนมิถุนายน 2560 และคาดว่าจะแล้วเสร็จเดือนพฤษภาคม 2561 และ (3) โครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลากเบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า โดยมีความเห็นว่า รถส่วนบุคคลในช่วงแรกยังไม่เหมาะสมที่จะกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูง เนื่องจากมีการใช้งานน้อยมาก แต่ควรกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงสำหรับรถจักรยานยนต์ไฟฟ้า เนื่องจากมีการจำหน่ายและใช้งานในประเทศมาหลายปีแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างปรับปรุงข้อเสนอโครงการวิจัยการพัฒนาและส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้พลังงานรถจักรยานยนต์ไฟฟ้าร่วมกับศูนย์เทคโนโลยีอิเล็กทรอนิกส์และคอมพิวเตอร์แห่งชาติ (NECTEC)
3. โครงการนำร่องของหน่วยงานอื่นๆ ได้แก่ (1) โครงการนำร่องของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 แห่ง เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสุวรรณภูมิ – พัทยา แต่ในการดำเนินการจริงพบว่าการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่พักรถมอเตอร์เวย์ ชลบุรี - พัทยา อาจทำให้เกิดปัญหาการจราจรติดขัด จึงเปลี่ยนจุดติดตั้งและลดลงเหลือ 3 จุด ดังนี้ จุดที่ 1 สำนักงานใหญ่ กฟภ. จุดที่ 2 สำนักงาน กฟภ. เขต 2 (ภาคกลาง) จ.ชลบุรี และจุดที่ 3 สถานีไฟฟ้าพัทยาใต้ 2 และ กฟภ. มีแผนจะติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพิ่มเติมกระจายในภูมิภาคอีก 10 แห่ง (2) โครงการนำร่องของ ปตท. เป็นโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงาน ปตท. สำนักงานใหญ่ - BTS สถานีหมอชิต โดยเช่ารถมินิบัสไฟฟ้าขนาด 20 ที่นั่ง จำนวน 3 คัน โดยจะให้บริการรวมทั้งสถานีบริการประจุไฟฟ้าและพนักงานขับรถ และ ผู้ให้บริการได้ติดตั้งสถานีประจุไฟฟ้า DC Charger ที่อาคารจอดรถ 2 ชั้น 1 ศูนย์เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ และมีกำหนดให้บริการในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 (3) โครงการนำร่องของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นโครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับสถานีอัดประจุไฟฟ้าในโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) จำนวน 4 อู่ ได้แก่ อู่พระราม 9 อู่บรมราชชนนี อู่ใต้ทางด่วนรามอินทรา และอู่ใต้ทางด่วนสาธุประดิษฐ์ โดยจะเริ่มติดตั้งระบบไฟฟ้าหลังจาก ขสมก. เห็นชอบค่าใช้จ่ายและตอบตกลงให้ดำเนินการ โดยสามารถจ่ายไฟได้ภายใน 180 วัน เป็นการชั่วคราวในระยะแรก และจะดำเนินการให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายใน 540 วัน (4) โครงการนำร่องของ ขสมก. เป็นโครงการจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 200 คัน ปัจจุบันจัดทำร่าง TOR จัดซื้อพร้อมว่าจ้างซ่อมรถโดยสารไฟฟ้าแล้วเสร็จ และทำประชาพิจารณ์แล้ว 2 รอบ คาดว่าปลายปี 2560 จะสามารถจัดหารถได้ โดยมีแผนจะนำรถโดยสาธารณะไฟฟ้ามาใช้ใน 4 สาย ได้แก่ สาย 137 สาย 515 สาย 16 สาย 49 สาย 205 และสาย 4 ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงสายรถโดยสาธารณะไฟฟ้าและอู่ติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามความเหมาะสม และ (5) โครงการนำร่องของ สนพ. ซึ่งได้รับจัดสรรเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 150 หัวจ่าย แบ่งเป็น หัวจ่ายประจุแบบเร่งด่วน 100 หัวจ่าย และแบบธรรมดา 50 หัวจ่าย ปัจจุบันได้รับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการ 3 รอบแล้ว มีผู้ขอรับการสนับสนุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้ารวม 79 หัวจ่าย แบ่งเป็นก่อสร้างแล้วเสร็จพร้อมตรวจวัด 13 หัวจ่าย อยู่ระหว่างติดตั้ง 22 หัวจ่าย และอยู่ระหว่างการทำสัญญา 44 หัวจ่าย ทั้งนี้ อยู่ระหว่างประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการรอบที่ 4 และรอบที่ 5
4. การจะส่งเสริมให้เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าอย่างแพร่หลาย จะต้องมีสถานีอัดประจุไฟฟ้า ในพื้นที่สาธารณะเพื่อให้ยานยนต์ไฟฟ้าสามารถใช้บริการอัดประจุได้ จึงเห็นควรกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า นอกเหนือจากสำหรับรถโดยสารสาธารณะของโครงการนำร่อง โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในปัจจุบันเป็นการชั่วคราวไปก่อน จนกว่า จะมีประกาศอัตราค่าไฟฟ้าใหม่สำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
2. เห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อน จนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายอำนวยความสะดวกแก่เจ้าของสถานีอัดประจุในการขออนุญาตต่าง ๆ และหากในกรณีที่อาจเกิดปัญหาในทางปฏิบัติ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานมีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้
เรื่องที่ 10 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย (LTM-PIP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในการประชุม ASEAN Senior Official Meeting on Energy (SOME) ครั้งที่ 32 ระหว่างวันที่ 9 - 13 มิถุนายน 2557 ที่เมืองหลวงพระบาง สปป. ลาว ได้นำเสนอโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่าง สปป. ลาว ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อ Lao PDR, Thailand, Malaysia and Singapore – Power Interconnection Project (LTMS-PIP) โดย สปป. ลาว จะจำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซีย ต่อมาได้แต่งตั้งคณะทำงานและคณะทำงานย่อยด้านเทคนิค (Technical Task Force : TTF) เพื่อศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ และได้นำเสนอผลการศึกษาต่อการประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน ครั้งที่ 34 (the 34th ASEAN Ministers on Energy Meeting : AMEM) ณ กรุงเนปิดอร์ สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา เมื่อวันที่ 21 – 22 กันยายน 2559 โดยแบ่งการเชื่อมโยงเป็น 2 ระยะ (Phase) คือ ระยะที่ 1 (ปี 2018 – 2019) LTM-PIP เป็นการส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปมาเลเซีย โดยผ่านระบบส่งของไทย (3 ประเทศ) ระยะที่ 2 (ปี 2020 เป็นต้นไป) LTMS-PIP เป็นการส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังสิงคโปร์ โดยผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซีย (4 ประเทศ) ต่อมาได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจว่าด้วยโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าระหว่าง สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย (LTM-PIP MOU) ระหว่างรัฐมนตรีกระทรวงพลังงานของ สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2559 ในการประชุม AMEM ครั้งที่ 34 โดยมีเป้าหมายขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งของไทย ในปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ซึ่งผู้แทนกระทรวงพลังงานและหน่วยงานด้านไฟฟ้าของ สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้จัดประชุม The Consultative Meeting of TTF on LTM-PIP มาแล้ว 6 ครั้ง เพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามโครงการ LTM-PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาได้ ในคราวประชุม AMEM ครั้งที่ 35 กรุงมะนิลา สาธารณรัฐฟิลิปปินส์ ระหว่างวันที่ 17 – 22 กันยายน 2560
2. หลักการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าของโครงการ LTM-PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิม (Existing Interconnection Facilities) ระหว่าง กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) และ กฟผ. กับ Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซีย โดยจุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 kV จำนวน 6 จุด และจุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. – TNB ผ่านระบบ 300 MW 300 kV HVDC จำนวน 1 จุด โดยการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาฯ ที่มีอยู่เดิม (Existing PPAs) ดังนี้ (1) ระหว่างไทยกับ สปป. ลาว สัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. ซึ่งปัจจุบันได้ขยายอายุสัญญาจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 โดยร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ (EDL-EGAT PPA) จะรวมทั้ง 2 สัญญาเข้าด้วยกัน และ (2) ระหว่างไทยกับมาเลเซีย สัญญาฯ HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซีย ซึ่งจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 14 พฤษภาคม 2570 เมื่อมีการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามโครงการ LTM-PIP ฟฟล. จะส่งพลังงานไฟฟ้าจำนวนไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เรียกว่า LTM Energy มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟผ. จะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้มาเลเซีย
3. สัญญาฯ สำหรับโครงการ LTM-PIP ที่จะลงนามระหว่าง สปป. ลาว (โดย ฟฟล.) ไทย (โดย กฟผ.) และมาเลเซีย (โดย TNB) จะเรียกว่า สัญญาซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้า (Energy Purchase and Wheeling Agreement : EPWA) แบ่งเป็น 3 ส่วน คือ (1) General เป็นเงื่อนไขทั่วไปที่เกี่ยวข้องและบังคับใช้กับคู่สัญญาทั้ง 3 ฝ่าย คือ ฟฟล. (ผู้ขายพลังงาน) กฟผ. (ผู้ขนส่งพลังงาน) และ TNB (ผู้ซื้อพลังงาน) (2) Energy Purchase เป็นเงื่อนไขว่าด้วยการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าและบังคับใช้กับ ฟฟล. และ TNB และ (3) Energy Wheeling เป็นเงื่อนไขว่าด้วยการขนส่งพลังงานไฟฟ้าและบังคับใช้กับ ฟฟล. และ กฟผ. โดยอายุสัญญามีระยะเวลา 2 ปี นับจากวันที่ 1 มกราคม 2561 (Effective Date) เว้นแต่จะมีการบอกเลิกสัญญาก่อน หากจะต่ออายุสัญญาให้แจ้งล่วงหน้าก่อนสิ้นสุดสัญญา 6 เดือน หน้าที่ตามสัญญาคือ ฟฟล. ส่ง/ขายพลังงานไฟฟ้า (LTM Energy) ให้ TNB และ TNB ตกลงรับซื้อ LTM Energy จาก ฟฟล. ณ จุดส่งมอบ (Delivery Point) จากนั้น กฟผ. นำส่ง LTM Energy จาก ฟฟล. ให้แก่ TNB โดยการซื้อขาย LTM Energy ระหว่าง ฟฟล. และ TNB มีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำต่อเนื่องกัน 3 ชั่วโมง โดย TNB จะต้องชำระ Energy Payment ให้ ฟฟล. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Invoice และ ฟฟล. ต้องชำระ Energy Wheeling Payment ซึ่งประกอบด้วย (1) Wheeling Charge Payment ด้วยสกุลเงิน US Dollars และ/หรือ (2) Energy Imbalance Payment ด้วยสกุลเงินไทยบาท (โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินตามสัญญาฯ ฟฟล. และ กฟผ. ฉบับใหม่) ให้ กฟผ. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Energy Wheeling Invoice โครงการฯ มีจุดส่งมอบไฟฟ้าที่ชายแดนไทย – มาเลเซีย โดยคิดค่าพลังงานไฟฟ้าตามมิเตอร์ (main AC meter) ที่ สฟ. คลองแงะ โครงสร้างค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) Lao PDR Tariff (2) Wheeling Charge (ไทย) โดย Total Thailan Tariffและ (3) Transmission Losses (ไทย) ซึ่งค่า Wheeling Charge กรณีส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังมาเลเซียในช่วง 2 ปี (ค.ศ. 2018 – 2019) ปริมาณน้อยกว่าหรือเท่ากับ 100 ล้านหน่วย จะคิดอัตรา EGAT Transmission Tariff เท่ากับ 0.758 US Cent/หน่วย และ HVDC Cost เท่ากับ 0.104 US Cent/หน่วย และกรณีส่งพลังงานไฟฟ้ามากกว่า 100 ล้านหน่วย จะคิดอัตรา EGAT Transmission Tariff เท่ากับ 0.758 US Cent/หน่วย และ HVDC Cost เท่ากับ 0.416 US Cent/หน่วย ทั้งนี้ การจัดการพลังงานส่วนที่ ฟฟล. ขาดส่ง (LTM Energy Imbalance) กรณีที่ ฟฟล. ไม่สามารถส่ง LTM Energy ตามที่ได้ตกลงไว้ใน Daily CoP กฟผ. จะมีหน้าที่นำส่งให้แทน โดย LTM Energy Imbalance ที่ กฟผ. นำส่งแทน จะถูกเก็บสะสมไว้ในบัญชี โดยแยก Peak/Off-Peak กรณีที่เกิด LTM Energy Imbalance มากกว่า 50% ตาม Daily CoP เป็นเวลาติดต่อกัน 1 ชั่วโมง TNB มีสิทธิ์ในการปรับ (revise) แผนการรับซื้อ โดยการออกเอกสารที่ชื่อว่า Revised CoP แจ้งต่อ ฟฟล. และ กฟผ. ล่วงหน้าอย่างน้อย 1 ชั่วโมง ทั้งนี้ ฟฟล. มีสิทธิ์เลือกชำระ Energy Imbalance Payment ระหว่าง (1) ใช้คืนเป็นพลังงาน (Make-Up) ให้ กฟผ. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Energy Wheeling Invoice (Due Date) และ/หรือ (2) ชำระเป็นเงิน (Payment) โดยจ่ายด้วยเงินบาทไทย (ใช้อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินตามสัญญาฯ ฟฟล. และ กฟผ. ฉบับใหม่) ให้ กฟผ. ภายใน Due Date หากไม่สามารถชำระ Energy Imbalance Payment คืนให้ กฟผ. ได้ครบภายใน Due Date กฟผ. มีสิทธิ์หยุดการซื้อขาย LTM Energy จนกว่าจะได้รับชำระคืนครบทั้งหมด
4. การยุติข้อพิพาท ให้เจรจาหาข้อยุติโดยผู้แทนที่คู่สัญญาแต่ละฝ่ายแต่งตั้งเป็นลำดับแรก และหากไม่สามารถยุติข้อพิพาทภายใน 60 วัน ให้เจรจาหาข้อยุติโดย Senior Officer ของคู่สัญญาที่มีข้อพิพาท ทั้งนี้ หาก Senior Officer ไม่สามารถยุติข้อพิพาทภายใน 60 วัน ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rules) และดำเนินการที่ประเทศฮ่องกง โดยใช้ภาษาอังกฤษ รวมทั้งการบังคับใช้และตีความตามกฎหมายอังกฤษ นอกจากนี้ เหตุบอกเลิกสัญญา ทำได้โดยกรณี ฟฟล. ไม่จ่ายค่า Wheeling Charge ให้ กฟผ. ภายใน 60 วัน หลังจากได้รับการแจ้งการผิดนัดชำระหนี้ หรือ TNB ไม่จ่ายค่า LTM Energy ให้ ฟฟล. ภายใน 60 วัน หลังจากได้รับการแจ้งการผิดนัดชำระหนี้ หรือ กฟผ. ไม่ปฏิบัติหน้าที่หรือกระทำผิดเงื่อนไขสัญญาฯ อย่างมีนัยสำคัญ ทั้งนี้ ร่างสัญญาฯ ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านแล้ว และจะนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับต่อไป ส่วน กฟผ. จะนำร่างสัญญาฯ เสนอ อส. เพื่อตรวจพิจารณาขนานกันไป เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผนการซื้อขายไฟฟ้าในโครงการ LTM-PIP ทั้งนี้ เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ให้ กฟผ. สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ให้ กฟผ. ดำเนินการได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปประเทศมาเลเซีย ผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีตามลำดับต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ต่อไป เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะของการให้ความช่วยเหลือและแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non - Firm ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 ฉบับ ได้แก่ (1) โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนเกินจากความต้องการในประเทศที่ผลิตจากโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) โครงการเขื่อนน้ำลึก (60 เมกะวัตต์) และโครงการเขื่อนน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาว ไม่เพียงพอ สัญญาฯ น้ำงึม 1 มีอายุสัญญา 11 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 ถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนเกินจากความต้องการในประเทศ ที่ผลิตจากโครงการเขื่อนเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) โครงการเขื่อนเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยลำพันใหญ่ (88 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาว ไม่เพียงพอ สัญญาฯ เซเสดมีอายุสัญญา 16 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2560) ต่อมาเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการเจรจาสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสด กับ ฟฟล. และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2559 กฟผ. ได้นำข้อคิดเห็นจากคณะอนุกรรมการประสานฯ หารือ กับสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอความเห็นเกี่ยวกับประเด็นการระงับข้อพิพาท และการบังคับใช้กฎหมาย ซึ่งสรุปแนวทางและหลักการในการเจรจาสัญญาฯ ได้ดังนี้ (1) ให้รวมสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสดเข้าด้วยกันเป็นสัญญาฯ ฉบับใหม่ (2) ให้ปรับรอบปีของสัญญาฯ เป็นปีปฏิทิน (วันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 31 ธันวาคม) ของทุกปี (3) ให้พิจารณาความเหมาะสมเกี่ยวกับการกำหนดเงื่อนไขการชำระเงิน เช่น เงื่อนไขอัตราแลกเปลี่ยน (4) ให้คิดดอกเบี้ยในกรณีที่มีการชำระเงินล่าช้า เพื่อให้สอดคล้องกับสัญญาฯ กับประเทศอื่นๆ (5) ให้พิจารณาความเหมาะสมในการขยายอายุสัญญาฯ (4 - 8 ปี) โดยให้ทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าทุก 4 ปี (6) ให้พิจารณาความเหมาะสมของราคาซื้อขายไฟฟ้า (7) ให้พิจารณาใช้แนวทางการระงับข้อพิพาทเมื่อมีปัญหาข้อขัดแย้ง โดยให้คู่สัญญาหารือร่วมกันเพื่อแก้ไขปัญหาให้ลุล่วงโดยเร็วบนพื้นฐานของเหตุผลข้อเท็จจริงและความเข้าใจอันดีของทั้งสองฝ่าย และในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาหาข้อยุติข้อพิพาทได้ให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าของทั้งสองฝ่ายเข้าหารือร่วมกันเพื่อหาข้อยุติข้อพิพาท (8) กำหนดมาตรการดำเนินการ กรณีฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งไม่ปฏิบัติตามสัญญาฯ เช่น หากคู่สัญญาไม่สามารถชำระเงินได้ภายในระยะเวลา 60 วัน คู่สัญญามีสิทธิบอกยกเลิกสัญญาฯ ได้ และ (9) ให้สัญญาฯ ใช้กฎหมายไทย
2. เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2560 กฟผ. และ ฟฟล. ได้มีหนังสือขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสด ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 หรือจนกว่าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่จะมีผลบังคับใช้ แล้วแต่เหตุการณ์ใดจะเกิดขึ้นก่อน เนื่องจากยังไม่ได้ข้อยุติในเรื่องอัตราค่าไฟฟ้า ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้เห็นชอบร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ (Final Draft) โดยหากทั้งสองฝ่ายได้รับการอนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าและไม่มีการแก้ไขเพิ่มเติม กฟผ. จะนำร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ เสนอขออนุมัติตามขั้นตอน พร้อมทั้งส่งให้ ฟฟล. ดำเนินการแปลเป็นภาษาลาวต่อไป และเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 ฟฟล. ได้มีหนังสือกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ กฟผ. และ ฟฟล. เห็นชอบร่วมกันดังกล่าวแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (ฉบับใหม่) ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พร้อมทั้งนำส่งร่างสัญญาฯ ให้ อส. ตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และให้นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าวเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีต่อไป ทั้งนี้ หาก อส. กพช. และคณะรัฐมนตรี ไม่มีประเด็นแก้ไขในสาระสำคัญเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้า ให้ กฟผ. ลงนามสัญญาฯ ได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่แก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบอีกครั้ง
3. สรุปข้อแตกต่างที่สำคัญระหว่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับเดิมและฉบับใหม่ ได้ดังนี้ (1) สัญญาและจุดรับส่งพลังงานไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิมมี 2 สัญญา ได้แก่ สัญญาเซเสดมี 1 จุด คือ สฟ.สิรินธร - สฟ.บังเยาะ และสัญญาน้ำงึม 1 มี 5 จุดคือ สฟ.หนองคาย - สฟ.โพนต้อง สฟ.หนองคาย – ท่านาแล้ง สฟ.บึงกาฬ - สฟ.ปากซัน สฟ.นครพนม - สฟ.ท่าแขก และ สฟ.มุกดาหาร 2 - สฟ.ปากบ่อ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ รวมเป็น 1 สัญญาโดยมีจุดรับส่งพลังงานไฟฟ้ารวมเป็น 6 จุด (2) อัตราค่าไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าคราวละ 4 ปี (อายุสัญญา 8 ปี) อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน ช่วง Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.60 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.74 บาทต่อหน่วย ช่วง Off-Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.20 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.34 บาทต่อหน่วย และหากในรอบปีสัญญา ฟฟล. ซื้อไฟฟ้ามากกว่าขายให้ กฟผ. ฟฟล. ต้องชำระค่าไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. โดยอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกิน เท่ากับผลรวมของอัตราค่าไฟฟ้าฐาน การปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) อัตราค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) (ปัจจุบันมีค่าเป็นศูนย์) รอบปีสัญญาตั้งแต่วันที่ 26 กุมภาพันธ์ ถึง 25 กุมภาพันธ์ ของแต่ละปี ส่วนสัญญาฉบับใหม่ แบ่งเป็น 3 ช่วง คือ ช่วงที่ 1 บังคับใช้ 12 เดือนแรกนับจากวันที่ 1 ของเดือนถัดไปที่ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาฯ เว้นแต่หากลงนามสัญญาฯ ในวันที่ 1 ก็ให้นับจากวันที่ 1 ของเดือนนั้น ช่วงที่ 2 นับจากวันที่ 1 ของเดือนที่ 13 ของสัญญาฯ จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และช่วงที่ 3 นับจากวันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โดยที่คู่สัญญาจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ล่วงหน้าสำหรับแต่ละช่วง ก่อนสิ้นสุดการบังคับใช้อัตราค่าไฟฟ้าเดิมไม่น้อยกว่า 180 วัน หากยังไม่สามารถตกลงกันได้ ให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปจนกว่าจะบรรลุข้อตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยไม่มีผลบังคับใช้ย้อนหลัง โดยอัตราค่าไฟฟ้าช่วงที่ 1 ช่วง Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 2.00 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 2.10 บาทต่อหน่วย ช่วง Off-Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.60 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.70 บาทต่อหน่วย โดยอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกิน เท่ากับผลรวมของอัตราค่าไฟฟ้าฐาน การปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) (ปัจจุบันมีค่าเป็นศูนย์) รอบปีสัญญากำหนดให้เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 31 ธันวาคมของแต่ละปี (3) สกุลเงินในการชำระค่าไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิม แบ่งเป็น 2 ส่วนคือ ร้อยละ 50 ใช้เหรียญสหรัฐฯ (Fixed) ที่อัตรา 40 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ อีกร้อยละ 50 ใช้เงินเหรียญสหรัฐฯ (Floating) เป็นอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน ส่วนสัญญาฉบับใหม่ใช้เงินเหรียญสหรัฐฯ (Floating) เป็นอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน (4) กรณีชำระเงินค่าไฟฟ้าล่าช้ากว่าที่กำหนด สัญญาฉบับเดิม ไม่มีเงื่อนไขการคิดบทปรับ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ หากไม่ชำระเงินภายในกำหนดเวลา ต้องชำระดอกเบี้ยบนยอดจำนวนเงินที่ค้างชำระเป็นรายวันในอัตราเท่ากับดอกเบี้ยขั้นต่ำของเงินกู้เบิกเกินบัญชี (MOR) ซึ่งประกาศโดยธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ณ วันถัดจากวันที่ครบกำหนดชำระเงินบวกด้วยสอง (MOR+2) นับตั้งแต่วันที่ผิดนัดชำระเงินจนกว่าจะชำระเงินเสร็จสิ้น และ (5) ค่าไฟฟ้าค้างชำระระหว่างกันในสัญญา สัญญาเดิมไม่มีระบุไว้ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ คู่สัญญาฝ่ายที่มีหน้าที่ต้องชำระค่าไฟฟ้า มีสิทธินำหนี้ที่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งค้างชำระ มาหักกลบลบหนี้ที่ตนจะต้องชำระได้
มติของที่ประชุม
รับทราบในหลักการของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) และขอให้กลับไปทบทวนอัตราผลตอบแทนและอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ ในสัญญาฯ เพิ่มเติมและเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาอีกครั้ง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2560 ประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการฯ ดังกล่าว โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธาน มีกรรมการจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 16 คน เป็นกรรมการ และมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ
2. คณะกรรมการบูรณาการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบ 3 เรื่อง ดังนี้ (1) แผนปฏิบัติการ (Action plan) ด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งปี พ.ศ. 2561 - 2564 โดยแบ่งกลุ่มการดำเนินงานเป็น 3 มาตรการ คือ มาตรการทางการเงิน/โครงสร้างภาษี มาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่ง และมาตรการโครงสร้างพื้นฐาน (2) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการติดตามประเมินผลการดำเนินมาตรการตามแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 16 คน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางน้ำ จำนวน 15 คน และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางอากาศ จำนวน 14 คน และ (3) การสรรหาผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 3 คน เพื่อแต่งตั้งเป็นกรรมการในคณะกรรมการบูรณาการฯ โดยพิจารณาจากผู้ทรงคุณวุฒิที่มีความรู้ความสามารถและประสบการณ์ด้านการขนส่ง ไม่น้อยกว่า 10 ปี ซึ่งที่ประชุมฯ ได้มีมติเห็นชอบให้เสนอกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ จำนวน 3 คน คือ รองศาสตราจารย์ ดร.สรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และนายชูศักดิ์ เกวี เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบรายชื่อผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 3 คน คือ นายสรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และนายชูศักดิ์ เกวี เป็นผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบาย ด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
2. เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
กพช. ครั้งที่ 12 วันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 12)
เมื่อวันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
9. ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ร่วมกับ สคก. จัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้ชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ 5 ข้อ ดังนี้ ข้อ 1 รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ข้อ 2 สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ ข้อ 3 บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ข้อ 4 สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ ข้อ 5 สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. ดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (สนพ. และ สบพน.) ต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยเฉพาะขั้นตอนการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ Checklist และนำเสนอคณะรัฐมนตรี และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียด RIA ตามหลักเกณฑ์ใน Checklist ที่ สลค. และ สคก.ปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคมถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2560 รวม 31 วัน และ สนพ. เตรียมจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 ณ สโมสรทหารบก (ถนนวิภาวดีรังสิต) โดยคาดว่าจะมีจำนวนผู้เข้าร่วมไม่น้อยกว่า 200 คน (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมีนาคม 2560 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,612เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 445 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 2,994 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดดังกล่าวคิดเป็นร้อยละ 57 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ ณ มีนาคม 2560 จำนวน 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วจำนวน 7,041 ราย รวม 6,988เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD จำนวน 140 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,831 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน41 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 391เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีกจำนวน 804 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,014 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) มีโครงการผูกพันกับภาครัฐลงนามสัญญาซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 243 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,612 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 23 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 445 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,057 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,513 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ดำเนินการแล้วเสร็จตามเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 445 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 18 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 41 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 486 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 794 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ดำเนินการได้เพียง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 เป้าหมายส่วนที่เหลือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2562 และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,654 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 2,994 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,005 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,995 เมกะวัตต์ ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด 55 ราย รวม 232.87 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย รวม 43.45 เมกะวัตต์ และถูกปฏิเสธการตอบรับซื้อ 1 ราย ปริมาณ 5 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 มีเป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ 119 เมะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2561 นอกจากนี้ ยังมีโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm อยู่ระหว่างเตรียมประกาศและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015)ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) และจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่ปรับปรุงใหม่ พบว่าความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2564 และ 2566 มากเกินกว่าที่โครงสร้างพื้นฐานในช่วงเวลานั้นจะสามารถรองรับได้ โดยในปี 2564 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG อยู่ที่ 14.1 ล้านตันต่อปี ขณะที่โครงสร้างพื้นฐานรองรับได้เพียง 11.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ การสรุปแนวทางการบริหารจัดการแหล่งเอราวัณ และบงกชที่สัมปทานจะหมดอายุในปี 2565 – 2566 มีความล่าช้า ทำให้การผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยมีปริมาณน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผน และอาจมีการผลิตไม่ต่อเนื่อง
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 เพื่อแก้ไขปัญหาความต้องการส่วนเกินและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 มาตรการที่สามารถดำเนินการได้ทันทีและได้ดำเนินการแล้ว ได้แก่ การเจรจาตกลงราคาและปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติโครงการบงกชเหนือ โดยมีการรับประกันอัตราขั้นต่ำในการผลิตช่วงปี 2562 ถึงเดือนเมษายน 2564 เพื่อให้มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติก่อนสิ้นอายุสัมปทานในปี 2565 เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการจ่าย LNG น้อยกว่าความต้องการใช้ในปี 2564 ลดลงจาก 2.6 ล้านตัน เหลือเพียง 2.0 ล้านตัน
2.2 มาตรการเบื้องต้นที่จัดทำขึ้นเพื่อเสนอ กพช. ซึ่งจะต้องวิเคราะห์เพิ่มเติมก่อนตัดสินใจภายในปี 2560 โดยจากการประเมินผลกระทบวิกฤติก๊าซธรรมชาติพบว่า หากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2564 น้อยกว่าความต้องการใช้ 2.0 ล้านตัน จะส่งผลกระทบต่อภาคการผลิตไฟฟ้าของประเทศ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 13,623 ล้านหน่วย หรือเทียบเท่าโรงไฟฟ้า 1,700 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงได้กำหนดแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับผลกระทบของภาคการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 ดังนี้ (1) ด้านการลดความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand Side) ได้แก่ การส่งเสริมติดตั้งแผงโซล่าร์บนหลังคา (Solar Rooftop) เพื่อลดความต้องการไฟฟ้าช่วงพีคกลางวัน จำนวน 1,000 เมกะวัต์ และมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อประหยัดไฟฟ้าตามช่วงเวลาที่ภาครัฐกำหนดเป็นการเฉพาะ จำนวน 500 เมกะวัตต์ (2) ด้านการจัดหาเชื้อเพลิง/พลังงานไฟฟ้า (Supply Side) ได้แก่ การจัดหาก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area: JDA) การเพิ่มความสามารถในการสำรอง LNG เพิ่มเติม เช่น การขยาย LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 (T-1) ที่มาบตาพุด จังหวัดระยอง ให้รองรับการนำเข้า LNG จาก 11.5 ล้านตันต่อปี เป็น15 ล้านตันต่อปี การเร่งรัดการสร้าง Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในเมียนมาการพัฒนาโครงการ FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ รวมถึงเปิดให้เอกชนลงทุนใน FSRU ที่มาบตาพุด เป็นต้น และ (3) การจัดหาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว เพิ่มเติมจากสัญญาที่มีอยู่แล้ว (น้ำเทิน 1 และไซยะบุรี) โครงการใหม่ที่พร้อมเสนอขาย (น้ำงึม 3) หรือซื้อไฟฟ้าโรงไฟฟ้าถ่านหินโครงการใหม่ (BLCPส่วนขยาย โรงไฟฟ้าเกาะกง ของกัมพูชา โครงการเซกอง ของ สปป. ลาว) รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากนโยบาย SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm
3. จากสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ในปี 2564 เหตุผลส่วนหนึ่งมาจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินภาคใต้ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยสรุปประเด็นปัญหา ได้ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ในปี 2562 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าถ่านหินและท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ปัจจุบันล่าช้ากว่าแผนงานประมาณ 3-5 ปี เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการและมีข้อเรียกร้องจนทำให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหยุดพิจารณาโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการศึกษาและการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) รวมทั้งแนวทางการจัดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดเทพา ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าถ่านหินเครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิต 2,000 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ และท่าเทียบเรือสำหรับโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณา EIA และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมทรัพยากรธรรมชาติและสุขภาพ (EHIA) ของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ทั้งนี้ หากโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดทั้งสองแห่งไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดในแผน PDP 2015 จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้และเกิดความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น ควรมีการตัดสินใจเพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้อย่างน้อย 800 เมกะวัตต์ เช่น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือการพัฒนา FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะส่วนขยาย (โครงการจะนะ 3) และการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดในพื้นที่ใหม่ เช่น อำเภอปานาเระ จังหวัดปัตตานี เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบว่า ในช่วงปี 2555 – 2559 มีคดีที่ กพช.ถูกฟ้องร้องต่อศาลปกครอง จำนวน 14 คดี โดยมีคดีที่มีการดำเนินการในปัจจุบัน จำนวน 2 คดี ดังนี้
1. มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อนกับพวกรวม 5 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กพช. คณะรัฐมนตรี การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นคดีปกครอง โดยให้เพิกถอนคำสั่งหรือมติเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร หรือประชาชนผู้ประกอบการ หรืออุตสาหกรรมต่างๆ ทั่วประเทศ รวมทั้งให้ กฟภ. และ กฟน. คืนเงินที่เรียกเก็บไปแล้วคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่รับภาระค่าไฟฟ้าดังกล่าว ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนถึงวันที่ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่งพร้อมอัตราดอกเบี้ยตามที่ศาลกำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560ศาลปกครองกลางได้พิพากษาเพิกถอนมติ กกพ. และ กพช. เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีของผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนซึ่งติดตั้งมาตรวัดกระแสไฟฟ้าขนาด 5 (15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท กิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากําไร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่คดีถึงที่สุดเป็นต้นไป คําขออื่นนอกจากนี้ให้ยกคำขอ ซึ่ง กกพ. และ กพช. ได้ยื่นอุทธรณ์คำพิพากษาดังกล่าว โดยพนักงานอัยการผู้รับมอบอำนาจได้ยื่นคำอุทธรณ์ต่อศาลแล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองสูงสุด สำหรับผู้ฟ้องคดีมิได้อุทธรณ์คำพิพากษา
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ต้องการให้รับซื้อไฟฟ้าแบบเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า SPP ได้ยื่นฟ้อง กพช. กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต่อศาลปกครองกลางจำนวน 3 คดี มีผู้ฟ้องคือ (1) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด (2) บริษัท มุ่งเจริญไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน และ (3) บริษัท สุราษฎร์ธานี กรีน เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยผู้ฟ้องคดีซึ่งเป็น SPP ได้ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้เปลี่ยนแปลงอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลสำหรับ VSPP จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT)ถือเป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ดังนั้น จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของ กพช. ได้จัดทำคำให้การและมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแล้ว และจะรายงานความก้าวหน้าให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศ และเมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ ต่อมาในการประชุม Asia Cooperation Dialogue Summit ครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2559 ทั้งสองฝ่ายยินดีสนับสนุนการพัฒนาโครงการสตึงมนัม
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ณ สถานเอกอัครราชทูต กรุงพนมเปญ นายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้มีข้อสั่งการไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกัมพูชาว่าเห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชามีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด (SMH) ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติรับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผนการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยให้ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานศึกษาแนวทางการผันน้ำจากประเทศเพื่อนบ้านได้ประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2560 เพื่อพิจารณาข้อเสนอทางเลือกเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในพื้นที่ตั้งโครงการและการนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมปริมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร (ยกเว้นฤดูฝน) มาใช้ประโยชน์ โดยมี 3 ข้อเสนอคือ (1) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งกัมพูชา ขนาด 24 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 105.6 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 10.75 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 2.87 บาทต่อลูกบาศก์เมตร (2) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งไทย ขนาด 28 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 115 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.18 บาทต่อลูกบาศก์เมตร และ (3) ตั้งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 ฝั่ง ขนาดรวม 52 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 220 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.33 บาทต่อลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นในหลักการว่าทางเลือกที่ 1 คือ โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ฝั่งกัมพูชา เป็นทางเลือกที่ดีที่สุด และเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2560 กระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงรัฐบาลกัมพูชา โดยเสนอทางเลือกที่ 1 ซึ่งโรงไฟฟ้าอยู่ฝั่งกัมพูชาและทางกัมพูชาจะไม่คิดค่าน้ำ รวมทั้งมอบหมายให้ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถร่วมพัฒนาโครงการกับบริษัท Steung Meteuk Hydropower Co., Ltd. (SMH)
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2560 ได้มีการประชุมคณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) และประธาน กนช. ได้สั่งการให้หาแนวทางที่สามารถนำน้ำจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ให้ถึงพื้นที่จังหวัดชลบุรี และ กนช. มีมติมอบหมายดังนี้ (1) ให้กรมทรัพยากรน้ำ (ทน.) เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากเขื่อนสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับการดำเนินงานภายใต้แผนงานพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก และเขตเศรษฐกิจพิเศษ (2) ให้กรมชลประทาน (ชป.) วางแผนการใช้น้ำและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้น้ำของอ่างเก็บน้ำเพื่อใช้น้ำในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และ (3) ให้ ทน. และ ชป. ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้อง และรายงานความคืบหน้าให้ กนช. ทราบต่อไป
5. กฟผ. และบริษัท SMH ได้ร่วมกันจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม (MOU) เพื่อเป็นกรอบความร่วมมือในการพัฒนาโครงการระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Steung Meteuk Hydropower โดยทั้งสองฝ่ายมีการตกลงกัน ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ จากหน่วยงานรัฐบาลของกัมพูชา ทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU มีผลบังคับใช้ในวันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ (2) MOU มีผลนับตั้งแต่วันที่บังคับใช้จนถึงเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นก่อนระหว่างการบังคับใช้ PPA การสิ้นสุดระยะเวลาบังคับใช้ 18 เดือนหลังจากลงนาม หรืออาจขยายได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ ส่วนการยกเลิก MOU ทั้งสองฝ่ายต้องเห็นชอบเป็นลายลักษณ์อักษร (3) ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือกันศึกษาการพัฒนาโครงการสตึงมนัมซึ่งมีโรงไฟฟ้าและเขื่อนตั้งอยู่ที่กัมพูชา บริษัทฯ จะศึกษาความเป็นไปของโครงการ รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบส่งให้สอดคล้องกับ Grid Code และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ขนานไปกับการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ หากการเจรจาได้ข้อสรุป กฟผ. จะขอความเห็นชอบ PPA จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับ และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ PPA จากรัฐบาลกัมพูชา โดยแจ้งให้อีกฝ่ายทราบเป็นลายลักษณ์อักษรทันทีหลังจากได้รับความเห็นชอบ (4) PPA จะเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วัน Execution Date และมีอายุ 50 ปี นับจากวัน COD โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หากทั้งสองฝ่ายและกัมพูชาให้ความเห็นชอบ ผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ กฟผ. ประมาณ 24 เมกะวัตต์ และส่งน้ำให้ไทยระหว่างเดือนพฤศจิกายนถึงพฤษภาคม เฉลี่ยปีละประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ โดยคาดว่าจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนพฤศจิกายน 2566 อัตราค่าไฟฟ้าสูงสุด ไม่เกิน 10.75 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะมีการเจรจาเพิ่มเติมต่อไป ทั้งนี้ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขว่า โครงการต้องส่งน้ำมายังไทยและจะไม่มีการคิดค่าน้ำ เนื่องจากเป็นความร่วมมือในการใช้น้ำบริเวณชายแดนไทยและกัมพูชา รวมทั้ง กฟผ. จะเป็นผู้ร่าง PPA (5) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบต้นทุนและค่าใช้จ่ายของตนที่เกิดจากการพัฒนาโครงการ การเจรจา และการบังคับใช้ MOU (6) เงื่อนไข MOU และข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ การเจรจา และกรอบการเจรจา PPA จะต้องเก็บเป็นความลับ และไม่เปิดเผยแก่บุคคลที่สาม หากไม่ได้รับการยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร ยกเว้นการสั่งให้เปิดเผยโดยกฎหมายหรือศาล หรือหน่วยงานของรัฐที่เกี่ยวข้อง หรือข้อมูลเป็นที่รับรู้โดยสาธารณชนทั่วไปในขณะที่เปิดเผย หรือข้อมูลมีที่มาจากบุคคลที่ 3 ซึ่งไม่ได้อยู่ภายใต้การบังคับใช้เงื่อนไขนี้ ทั้งนี้ ข้อมูลที่ได้รับการยินยอมให้เปิดเผยจะต้องไม่นำไปใช้สร้างความเสียหายให้ทั้งสองฝ่าย (7) ทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับผิดชอบค่าเสียหายที่เกิดขึ้นจากเงื่อนไข MOU หรือการยกเลิก MOU (8) หากเกิดข้อพิพาทจะเจรจาและหารือกันอย่างรอมชอม (9) MOU จะบังคับใช้และตีความตามกฎหมายไทย และ (10) ทั้งสองฝ่ายจะจัดทำกรอบการเจรจา PPA อย่างโปร่งใส และสอดคล้องกับข้อตกลงใน MOU ห้ามให้มีการโอนสิทธิ์ เว้นแต่ได้รับความยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร และ MOU ต้องไม่กระทบหรือจำกัดสิทธิ์ของ กฟผ. ที่จะเจรจากับผู้พัฒนาโครงการรายอื่นๆ และการแจ้งหรือติดต่อใดๆ จะต้องเป็นลายลักษณ์อักษร โดยจัดส่งโดยตรง ไปรษณีย์ หรือแฟ็กซ์ ตามที่อยู่หรือหมายเลขที่กำหนด
6. การดำเนินงานด้านน้ำ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและเสนอแนวทางดำเนินงานดังนี้ (1) มอบหมายให้ ทน. เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชป. การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย การประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย (2) มอบหมายให้ ชป. รับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้างต้น โดยสามารถดำเนินการขอรับการจัดสรรงบประมาณการศึกษาและพัฒนาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการด้านน้ำ และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
2.1 มอบหมายให้กรมทรัพยากรน้ำ เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมชลประทาน การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยการประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย
2.2 มอบหมายให้กรมชลประทานรับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้อ 2.1 โดยสามารถขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อดำเนินการศึกษาและพัฒนาต่อไป
2.3 มอบหมายให้สำนักงบประมาณ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องพิจารณาสนับสนุนการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวกับนโยบายนี้ต่อไป
เรื่องที่ 6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้าและช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง ต่อมาองค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) ได้มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานว่าได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 - 2562 โดยให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย ส่วนพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจะนำไปผลิตไฟฟ้ามีเป้าหมายการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน
2. สนพ. ได้วิเคราะห์โครงการของ อบจ. นนทบุรี พบว่ามีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย นอกจากนี้อาจมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคต จึงเห็นสมควรที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2560 สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้มีการประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปแนวทางและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560
3. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 กบง. ได้รับทราบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่ กพช. กำหนดไว้ต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm สำหรับการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนจะพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 บนพื้นฐานค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการกำจัดขยะมูลฝอย ตามผลการศึกษาของ สถ. ร่วมกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กรมโยธาธิการและผังเมือง กรมควบคุมมลพิษ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนสำหรับโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT อยู่ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF อยู่ที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiTv ปี 2560 อยู่ที่ 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ภายหลังปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)
4. สนพ. สำนักงาน กกพ. และ สถ. ได้ประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ ดังนี้ (1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) อปท.รูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ และ (3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ ทั้งนี้ เห็นควรมอบให้ กกพ. ไปออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
1.1 ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์
1.2 การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm
1.3 อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป
1.4 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล
1.5 กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
2. เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
(1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย เป็นต้น
(2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ
(3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
4. มอบหมายให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายพรเทพ ธัญญพงศ์ชัย)สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ ในระยะที่ 1 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) กำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรา FiT 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และมี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มอีก 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ โดยให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการฯ รอบถัดไป และครั้งต่อไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการคัดเลือก 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 ซึ่งเหลือเวลาดำเนินโครงการเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย นอกจากนี้ยังมี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการฯ สำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีหนังสือตอบข้อหารือสรุปได้ดังนี้ (1) กรณีส่วนราชการ หากไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการนั้นในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ จะดำเนินการได้ต้องอยู่ภายใต้วัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายจัดตั้ง รวมทั้งต้องไม่ขัดหรือแย้งกับนโยบาย วัตถุประสงค์และภารกิจหลัก หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยไม่ได้กำหนดให้มีวัตถุประสงค์และอำนาจเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าอันเป็นการประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งไม่ได้กำหนดให้มีอำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ แต่ในกรณีที่กฎหมายจัดตั้งให้อำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้กฎหมายจัดตั้ง อปท. จะกำหนดให้อำนาจในการดำเนินการจัดให้มีและบำรุงการไฟฟ้าได้ แต่ต้องเป็นระบบการบริการสาธารณะเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นของตนเอง ไม่ได้หมายความว่าจะมีอำนาจดำเนินการผลิตไฟฟ้าหรือร่วมทุนกับเอกชนในลักษณะที่เป็นการประกอบกิจการค้าขายให้แก่บุคคลอื่นเป็นการทั่วไป อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ อีกทั้งขัดต่อประเพณีการปกครองที่ห้ามมิให้รัฐกระทำการค้าขายแข่งขันกับเอกชนด้วย ทั้งนี้ กกพ. ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับหน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องนั้นมีจำกัด และอาจทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
4. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 กบง. ได้พิจารณาเป้าหมายรับซื้อและการขยายระยะเวลา SCOD โครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีมติเห็นชอบในหลักการทั้งในส่วนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และการเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียดที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และเสนอ กบง. หรือ กพช. พิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ จากหน่วยงานราชการที่เหลืออยู่ 300 เมกะวัตต์ มีจำนวนหน่วยงานราชการที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายที่เกี่ยวข้องมีอยู่จำกัด จึงเห็นควรที่ยุติโครงการนี้ภายหลังจากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จากหน่วยงานราชการครบ 100 เมกะวัตต์ เรียบร้อยแล้ว
5. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีผู้เข้าร่วมโครงการฯ หลายรายได้ก่อสร้างแล้วเสร็จ หรือมีเหตุทำให้ไม่สามารถพัฒนาโครงการต่อได้ เนื่องจากไม่สามารถ COD ได้ตามระยะเวลาที่ กพช. กำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจึงได้บอกเลิกสัญญา สหกรณ์จึงได้ยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. หากการพิจารณาอุทธรณ์ฟังขึ้น เห็นควรมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โดยกำหนดบทลงโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 จะต้องใช้เวลาในการพิจารณาออกประกาศจัดหาไฟฟ้าโครงการฯ ระยะที่ 2 ซึ่งประกาศฉบับนี้ได้ปรับปรุงระยะเวลาให้หน่วยงานราชการดำเนินการสรรหาเอกชนร่วมทุนตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ การพิจารณาคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า รวมทั้งพิจารณาคุณสมบัติและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 ผู้ประกอบการจึงมีเวลาพัฒนาโครงการเพียง 4 เดือน ซึ่งปกติใช้เวลาประมาณ 9 เดือน ดังนั้น เพื่อให้ COD ได้ทันตามกำหนดวันที่ 30 มิถุนายน 2561 จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น
2. เห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
3. เห็นชอบให้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรภายหลังจากการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการจำนวน 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตรจำนวน 119 เมกะวัตต์ เสร็จสิ้นเรียบร้อยแล้ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และได้มีมติมอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ จากการดำเนินการที่ผ่านมา อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วนเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมาย รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. และให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. และ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแทน กพช. โดยมีเงื่อนไขสรุปได้ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจนครบเป้าหมาย และสามารถกำหนดปริมาณรับซื้อเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ รวมทั้งสามารถปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) เฉพาะโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดเนื่องจากเหตุสุดวิสัย ให้ กกพ. สามารถเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และต้องรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
1. มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ดังต่อไปนี้
1.1 สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้
1.2 สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว
1.3 สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล มีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน และให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและ กกพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
2. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ใน 3 พื้นที่ สรุปได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส กำลังผลิตติดตั้ง 9.9 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 6.3 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่านกังหันไอน้ำ เงินลงทุน 755 ล้านบาท (2) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซจากชีวมวลส่งให้ Gas Engine เงินลงทุน 400 ล้านบาท และ (3) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification เงินลงทุน 400 ล้านบาท โดยโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง 3 แห่ง ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก และจะจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิกลับคืนให้แก่ชุมชนในพื้นที่ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ พพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ จากนั้น กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะดำเนินการจัดหาที่ดินก่อสร้าง/เทคโนโลยี/แหล่งทุน และจัดตั้งบริษัทร่วมทุน รวมทั้งการขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งได้ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2561 เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในเดือนพฤษภาคม 2562 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดยะลาและจังหวัดปัตตานี และในเดือนมกราคม 2563 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดนราธิวาส
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 11 วันพฤหัสบดีที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 11)
เมื่อวันศุกร์ที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแนวนโยบาย Energy 4.0
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4. สถานการณ์และแนวทางการสร้างความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้
5. แนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ
8. ความคืบหน้าโครงการซื้อไฟฟ้าต่างประเทศและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแนวนโยบาย Energy 4.0
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ประกอบด้วย 5 เสาหลัก คือ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีระยะเวลาตั้งแต่ปี 2558 - 2579 ต่อมารัฐบาลได้กำหนดนโยบาย “Thailand 4.0” เพื่อปฏิรูปโครงสร้างเศรษฐกิจของประเทศไทย จากประเทศรายได้ปานกลางเป็นประเทศที่มีรายได้สูง โดยมุ่งเน้นการขับเคลื่อนเศรษฐกิจด้วยนวัตกรรม เพื่อสร้างเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นคุณค่า (Value-Based Economy) กระทรวงพลังงาน จึงมีแผนที่จะขับเคลื่อนภาคพลังงานของประเทศด้วยแนวนโยบาย “Energy 4.0” เพื่อให้สอดรับนโยบายของรัฐบาล ภายใต้กรอบแผน 5 เสาหลัก ซึ่งมีเป้าหมายคือการสร้างรายได้ให้กับประชาชนและประเทศ โดยแบ่งการขับเคลื่อนออกเป็น 2 ระดับ คือ (1) ระดับประเทศ จะมุ่งเน้นการผลักดันให้เกิดนวัตกรรมด้านพลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถการแข่งขันในตลาดโลก การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเกี่ยวกับด้านพลังงาน เพื่อต่อยอดธุรกิจพลังงานของประเทศให้เติบโต ตลอดจนการบริหารจัดการเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศ เช่น การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ การเปิดให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ รวมถึงการผลิตไฟฟ้าประเภทผสมผสานระหว่างพลังงานธรรมชาติ และพลังงานชีวภาพ เป็นต้น และ (2) ระดับชุมชน/ประชาชน จะมุ่งเน้นการสร้างรายได้ และลดรายจ่ายให้กับประชาชนและชุมชน ผ่านโครงการประชารัฐ โครงการพลังงานชุมชน และการส่งเสริมด้านพลังงานในธุรกิจ SMEs
2. ในช่วงที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้เริ่มดำเนินงานตามแผนงานที่อยู่ภายใต้แนวนโยบาย “Energy 4.0” โดยมีมาตรการที่สำคัญประกอบด้วย
2.1 แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (สยฟท.) ได้ขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2559 ในวงเงิน 76,047,500 บาท เพื่อดำเนินโครงการสนับสนุนการลงทุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า (Charging Station) ระยะที่ 1 และปีงบประมาณ 2560 ในวงเงิน 34,938,000 บาท เพื่อใช้ดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนการลงทุนสำหรับการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า สำหรับหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชน จำนวนรวม 150 สถานี โดยสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบ Quick Charge สนับสนุน 1 ล้านบาทต่อสถานี และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบ Normal Charge สนับสนุน 1 แสนบาทต่อสถานี ในช่วงที่ผ่านมา ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการฯ รอบที่ 1 ระหว่างวันที่ 3 - 26 ตุลาคม 2559 มีจำนวนหัวจ่ายที่ได้รับการสนับสนุนรวม 26 หัวจ่าย และรอบที่ 2 ระหว่างวันที่ 1 - 20 ธันวาคม 2559 สนับสนุนรวม 17 หัวจ่าย รวม 2 รอบ สนับสนุนแล้ว 43 หัวจ่าย และปัจจุบัน อยู่ระหว่างเปิดรับข้อเสนอโครงการฯ รอบที่ 3 ในระหว่างวันที่ 1 - 20 กุมภาพันธ์ 2560 โดยจะประกาศรายชื่อ ผู้ผ่านการคัดเลือกรอบที่ 3 ในวันที่ 15 มีนาคม 2560
2.2 โครงการสนับสนุนการออกแบบเมืองอัจฉริยะ (Smart Cities-Clean Energy) โดย สนพ. ร่วมกับมูลนิธิสถาบันอาคารเขียวไทย ขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนอนุรักษ์พลังงานฯ ปี 2559 ในวงเงิน 115,005,500 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนหน่วยงานภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ หน่วยงานส่วนท้องถิ่น มหาวิทยาลัย และองค์กรเอกชน ออกแบบและพัฒนาเมืองหรือโครงการในลักษณะชุมชนเมือง โดยจัดประกวดการวางผังชุมชนและการออกแบบเมืองอัจฉริยะ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอนดังนี้ (1) ข้อเสนอแนวความคิดในการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ (Smart City Development Proposal) ประกอบด้วย แนวความคิดการวางผังชุมชน การพัฒนาเขตที่อยู่อาศัยและเขตพาณิชยกรรม โครงข่ายระบบการขนส่ง ระบบสาธารณูปโภค การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน การพัฒนาศูนย์กลางเศรษฐกิจ เป็นต้น โดยคัดเลือกข้อเสนอที่ดีที่สุดไม่เกิน 20 อันดับแรก ที่จะได้รับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ รายละไม่เกิน 500,000 บาท (2) การจัดทำผังแม่บทการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ (Smart City Development Master Plan) ผู้ที่ได้รับเงินสนับสนุนในขั้นตอนที่ 1 จะต้องจัดทำผังแม่บทการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ ที่มีรายละเอียดครอบคลุมผังการใช้พื้นที่ แผนผังโครงการ การจัดวางอาคาร และแผนผังระบบโครงสร้างพื้นฐาน พร้อมจัดทำรายงานเปรียบเทียบ แสดงการคำนวณตัวเลขของการประหยัดพลังงาน การประหยัดน้ำ การลดปริมาณคาร์บอน การประหยัดค่าก่อสร้าง เป็นต้น และคัดเลือกข้อเสนอที่ดีที่สุดไม่เกิน 7 อันดับแรก จะได้รับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ รายละไม่เกิน 10,000,000 บาท และ (3) การจัดทำโมเดลธุรกิจ (Business model) ผู้ที่ได้รับเงินสนับสนุนในขั้นตอนที่ 2 จะต้องจัดทำแบบรายละเอียดเบื้องต้น ประเมินค่าก่อสร้างเบื้องต้น วิเคราะห์ค่าใช้จ่ายตลอดอายุโครงการ รายงานการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ นำไปใช้เป็นโมเดลธุรกิจ และนำไปสู่การจัดหาผู้ร่วมทุนและการพัฒนาเมืองอัจฉริยะต่อไป ซึ่งการดำเนินงานที่ผ่านมา มีข้อเสนอแนวคิดการพัฒนาเมืองอัจฉริยะเข้าร่วมโครงการฯ ทั้งสิ้นรวม 36 แห่ง แบ่งเป็นเมืองขนาดใหญ่ จำนวน 32 แห่ง และเมืองขนาดเล็กจำนวน 4 แห่ง ทั้งนี้ กำหนดการประกาศผลการคัดเลือกเมืองอัจฉริยะอย่างเป็นทางการ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 เพื่อให้แต่ละโครงการที่ได้รับการคัดเลือกจัดทำ Master Plan และแบบรายละเอียดเบื้องต้นส่งเข้าคัดเลือกในขั้นตอนที่ 2 ภายในเดือนมีนาคม 2560 รวมทั้งคัดเลือก Master Plan จำนวนไม่เกิน 7 โครงการ เพื่อจัดทำ Business model ภายในเดือนเมษายน 2560
2.3 โครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ปีงบประมาณ 2559 (Energy Storage) เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้ สนพ. จัดสรรเงินให้กับสำนักงานพัฒนาวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีแห่งชาติ (สวทช.) ดำเนินงานโครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ปี 2559 (Energy Storage) ในวงเงิน 765,000,000 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อพัฒนาระบบการเก็บสะสมพลังงานให้เหมาะสมกับความต้องการของประเทศ จากการเปิดรับข้อเสนอโครงการฯ ในระหว่างวันที่ 1 กันยายนถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2559 มีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการตรงตามประกาศ 122 โครงการ วงเงิน 3,430.53 ล้านบาท ผ่านการพิจารณาจากคณะที่ปรึกษาเทคนิคฯ 33 โครงการ วงเงิน 331.75 ล้านบาท และจะนำเสนอคณะทำงานกำกับงานวิจัยพัฒนาเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน ซึ่งมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานพิจารณาอนุมัติโครงการภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จากนั้น สวทช. จะประกาศผลการพิจารณาข้อเสนอโครงการและจัดทำสัญญาให้ทุนสนับสนุนโครงการตามลำดับต่อไป
2.4 นโยบาย SPP Hybrid Firm เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในรูปแบบใหม่ที่สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงได้ สร้างเสถียรภาพในการจ่ายไฟฟ้าให้กับระบบไฟฟ้าของประเทศได้
2.5 การขับเคลื่อนการลงทุนด้านเศรษฐกิจชีวภาพ (Bio Economy) ของประเทศไทย มีโครงการปฏิรูปเศรษฐกิจชีวภาพ (Bio Economy) ซึ่งดำเนินการภายใต้โครงการสานพลังประชารัฐ โดยคณะกรรมการพัฒนาคลัสเตอร์อุตสาหกรรมแห่งอนาคต หรือโครงการประชารัฐ D5 ซึ่งครอบคลุมการปฏิรูปภาคการเกษตรไปสู่การพัฒนาการเกษตรที่ยั่งยืน ประกอบด้วย 6 อุตสาหกรรม คือ (1) เกษตรกรรม (2) พลังงานชีวภาพ (3) ชีวเคมีภัณฑ์ (4) อาหารแห่งอนาคต (5) อาหารสัตว์แห่งอนาคต และ (6) ชีวเภสัชภัณฑ์ โดยกระทรวงพลังงานเกี่ยวข้องในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมพลังงานชีวภาพ โดยเริ่มจากพืชเป้าหมายที่จะนำไปพัฒนาเพื่อสร้างมูลค่าได้ก่อน ได้แก่ มันสำปะหลังและอ้อย ซึ่งใช้เป็นวัตถุดิบเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่แล้วและสามารถนำไปพัฒนาต่อเพื่อเพิ่มมูลค่าได้อีก เช่น (1) การนำเอทานอลไปผสมกับน้ำมันดีเซลหรือ ดีโซฮอล (2) การพัฒนาก๊าซมีเทนชีวภาพอัด (CBG) ทั้งจากน้ำเสียและวัตถุดิบจากอุตสาหกรรมอ้อยและมันสำปะหลัง เพื่อนำมาใช้แทนก๊าซ NGV ในภาคขนส่ง และ (3) การเข้าไปปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าในโรงงานน้ำตาลด้วยเทคโนโลยี High Pressure Boiler เพี่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาว นฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนธันวาคม 2559 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,265 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 410 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,658 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 425 เมกะวัตต์ น้ำขนาดเล็ก 49 เมกะวัตต์ ลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,040 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยสัดส่วนการรับซื้อทั้งหมดเฉลี่ยถึงร้อยละ 55.22 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะมีการรับซื้อไปแล้วร้อยละ 74.54 ของเป้าหมาย AEDP เชื้อเพลิงชีวมวลร้อยละ 65.67 พลังงานลมร้อยละ 52.83 และพลังงานแสงอาทิตย์ร้อยละ 50.66 เป็นต้น ทั้งนี้ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อในปี 2559 จำนวน 9,265 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จำนวน 7,044 ราย รวม 6,722 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจากปี 2558 จำนวน 5,268 ราย หรือ 1,721 เมกะวัตต์ และ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ โครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว อยู่ระหว่าง COD ณ สิ้นปี 2559 จำนวน 159 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2,076 เมกะวัตต์ เป็นโครงการรับซื้อแบบ Competitive Bidding ในปี 2559 เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ 1 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ และชีวมวล 4 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว อยู่ระหว่างรอลงนามฯ ณ สิ้นปี 2559 จำนวน 50 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 467 เมกะวัตต์ เป็นโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ซึ่งเปิดรับซื้อในปี 2559 จำนวน 7 ราย กำลังผลิตไม่เกิน 42 เมกะวัตต์
2. สรุปสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าใน ปี 2559
2.1 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ที่กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน ปี 2556 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และประเภทบ้านอยู่อาศัย ปี 2556 และปี 2558 สามารถดำเนินการได้จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และหากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 COD แล้วจำนวน 6,166 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทบ้านอยู่อาศัย 6,002 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ และประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน 164 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
2.2 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม จำนวน 171 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 984 เมกะวัตต์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ว่าหาก COD ภายในเดือนเมษายน 2559 ให้รับอัตรา FiT คงเดิมที่ 5.66 บาท ต่อหน่วย แต่หาก COD หลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้รับอัตรา FiT ที่ 5.377 บาทต่อหน่วย โดย ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 COD แล้ว จำนวน 165 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 969 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA จำนวน 6 ราย รวม 15 เมกะวัตต์
2.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ปี 2558 มีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 52 ราย สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ตามกำหนด คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 217.87 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ระยะที่ 2 ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งที่ประชุมรับทราบความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ที่เห็นว่าองค์กรสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีอำนาจในการดำเนินธุรกิจเชิงพาณิชย์เท่านั้นที่สามารถดำเนินโครงการฯ ได้ ทั้งนี้ ที่ประชุมเห็นควรพิจารณาทบทวนการแบ่งส่วนงาน (1 โครงการต่อ 1 ส่วนงานต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ) ให้มีความเหมาะสมกับเป้าหมายที่เหลือ 400 เมกะวัตต์ รวมทั้งรูปแบบการรับซื้อที่ (Firm/Non-Firm) วิธีการคัดเลือก (จับสลาก/Competitive Bidding) เพื่อนำไปปรับปรุงระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.4 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 ประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป็นลำดับแรก มีเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 มีผู้ได้รับคัดเลือก 1 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายในระยะที่ 1 อีก 8 เมกะวัตต์สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือก 4 ราย มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ ครบตามเป้าหมาย มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต คาดว่าจะก่อสร้างแล้วเสร็จช่วงปลายปี 2561
2.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน โดยเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรกพร้อมทั้งให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) มีสถานะภาพดังนี้ (1) ขยะอุตสาหกรรม (เป้าหมายปี 2558-2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์) วันที่ 28 ตุลาคม 2559 มีผู้ผ่านการคัดเลือก 7 ราย พลังไฟฟ้าเสนอขายรวมไม่เกิน 30.78 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตติดตั้งรวมไม่เกิน 41.83 เมกะวัตต์ ต้อง ลงนาม PPA ภายในวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และ (2) ขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2559 ประกาศรับซื้อไฟฟ้า 77.9 เมกะวัตต์ จะดำเนินการคัดเลือกเพื่อลงนามสัญญาซื้อขายภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับ บริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯ ได้ หลังผ่านการพิจารณาร่างสัญญาฯ จากสำนักงานอัยการสูงสุด
2. สถานการณ์ตลาดและแนวโน้มราคา LNG ในปี 2559 ปริมาณอุปทาน LNG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 262 ล้านตันต่อปี จากในปี 2558 ที่ปริมาณ 250 ล้านตันต่อปี โดยมีโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ๆ จากประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกาจะทยอยเข้าสู่ตลาดอย่างต่อเนื่อง อย่างไร ก็ตามในไตรมาสที่ 4 ปี 2559 ถึงไตรมาสที่ 1 ปี 2560 ราคา Spot LNG ได้ปรับเพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากปัญหาด้านการผลิตในบางโครงการ และความต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาวในภูมิภาคเอเชียเหนือ ทั้งนี้ บริษัทผู้เชี่ยวชาญได้วิเคราะห์สถานการณ์ตลาด LNG ว่ายังอยู่ในสภาวะที่มีอุปทานสูงกว่าอุปสงค์ (supply surplus) ทั้งนี้ การวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์ พบว่า ประเทศญี่ปุ่นซึ่งเป็นประเทศผู้ซื้อ LNG รายใหญ่ที่สุด ของโลก นำเข้า LNG ในปี 2559 รวม 83.5 ล้านตันต่อปี ลดลงจากปี 2558 ประมาณ 2.7 ล้านตัน ประเทศจีนและประเทศอินเดียนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ โดยในปี 2559 ประเทศจีนนำเข้ารวม 26.9 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2558 ประมาณ 7 ล้านตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 35 เช่นเดียวกับประเทศอินเดียที่นำเข้ารวม 19.6 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2558 ประมาณ 3.8 ล้านตัน เนื่องจากราคา LNG ที่ปรับลดลง ส่งผลให้ความต้องการ LNG ปรับเพิ่มสูงขึ้น นอกจากนี้กลุ่มประเทศผู้นำเข้า LNG รายใหม่ ได้แก่ ประเทศปากีสถาน ประเทศอียิปต์ และประเทศจอร์แดน ยังคงแสดงความต้องการ LNG เพิ่มขึ้น ส่วนการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปทาน พบว่าประเทศออสเตรเลียสามารถผลิต LNG ในปี 2559 รวมทั้งสิ้น 39.7 ล้านตัน จากทั้งโครงการผลิตเดิมและโครงการผลิตใหม่ ส่งผลให้เป็นประเทศผู้ส่งออก LNG รายใหญ่เป็นอันดับ 2 ของโลก แต่จากความสามารถ ในการผลิตที่ไม่คงที่ในระหว่างทดสอบการเดินเครื่องของโครงการใหม่ ทำให้การผลิตล่าช้าและเกิดความผันผวนของราคา Spot LNG เป็นระยะ ประเทศสหรัฐอเมริกาสามารถเริ่มการผลิตและส่งออก LNG เป็นครั้งแรก ในเดือนกุมภาพันธ์ 2559 และคาดว่าจะมีการผลิตสู่ตลาดเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในปี 2560 นอกจากนี้ โครงการผลิต LNG ที่สามารถประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในปี 2559 และสามารถเริ่มก่อสร้างได้เพียงโครงการเดียวเนื่องจากมีต้นทุนผลิตต่ำ คือ โครงการ Tangguh LNG ของประเทศอินโดนีเซียมีกำลังการผลิต 3.8 ล้านตันต่อปี ในขณะที่โครงการอื่นเลื่อนการตัดสินใจลงทุนออกไป เนื่องจากมีแนวโน้มที่จะไม่คุ้มค่าในการดำเนินธุรกิจ ส่งผลให้ตลาด LNG คาดว่าจะกลับมาตึงตัวอีกครั้งตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป
3. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็น 6.1 ล้านตัน ในปี 2561 จากนั้นความต้องการยังคงเพิ่มสูงขึ้น อย่างต่อเนื่องถึง 14.2 ล้านตันต่อปี ในปี 2564 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปี ในปี 2568 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งในปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดยเริ่มนำเข้าด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ภายในประเทศประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดยมีแผนรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) บริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญามกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) บริษัท Shell (ปีสัญญาเมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) บริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญามกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) บริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญามกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24 - 0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6 - 1.9 ล้านตัน จากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
4. จากราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของปี 2559 นักวิเคราะห์ จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาดที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
ฝ่ายเลขานุการฯ และผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (นายกรศิษฎ์ ภัคโชตานนท์) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2559 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นในวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. เพิ่มขึ้นคิดเป็นร้อยละ 4.25 จากปีที่ผ่านมา โดยภาคใต้มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่อัตราการเติบโตเฉลี่ยของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดภาคใต้ในระบบ กฟผ. ช่วง 10 ปีที่ผ่านมา (ปี 2549 - 2559) มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยสูงกว่าภาคอื่นที่ร้อยละ 4.7 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าหลักของภาคใต้มาจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ โรงไฟฟ้าทดแทนขนอม กำลังผลิต 930 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1-2 กำลังผลิต 1,476 เมกะวัตต์ ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 78 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมดของภาคใต้ ส่วนที่เหลือเป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำและพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความไม่แน่นอน ทำให้ไม่สามารถพึ่งพาได้ทั้งหมด เมื่อพิจารณากับความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคใต้ยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่เพียงพอ ไม่รองรับเหตุสุดวิสัย และทุกปีจะมีการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งพัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area : JDA) ส่งผลต่อการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1-2 โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ที่สามารถเดินเครื่องด้วยเชื้อเพลิงสำรองได้ หรือต้องรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซียหากการส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าจากภาคกลางไม่เพียงพอต่อความต้องการไฟฟ้า ปัจจุบันระบบส่งไฟฟ้าภาคใต้มีสายส่งเชื่อมโยงระหว่างภาคตะวันตกและภาคใต้ 4 วงจร คือ สายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - หลังสวน จำนวน 2 วงจร และสายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - ชุมพร จำนวน 2 วงจร กฟผ. จะต้องควบคุมให้การ ส่งกำลังไฟฟ้าจากภาคตะวันตกไปยังภาคใต้ในสภาวะปกติที่ประมาณ 650 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกินขีดจำกัดการส่งไฟฟ้าของสายส่ง เนื่องจากในกรณีฉุกเฉิน เช่น หากมีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในภาคใต้หลุดออกจากระบบ สายส่งทั้ง 4 วงจร จะต้องสามารถส่งกำลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ ได้อย่างต่อเนื่อง หากส่งกำลังไฟฟ้าเกินขีดจำกัด จะไม่สามารถควบคุมความถี่และแรงดันของระบบไฟฟ้าและจะต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษาระบบไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ กำลังผลิตไฟฟ้า 800 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2562 และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 2,000 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ เพื่อเพิ่มความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าภาคใต้ แม้ว่าตามแผนจะมีโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ในปี 2562 แต่กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคใต้ก็ยังไม่เพียงพอไม่รองรับเกณฑ์มาตรฐาน กรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดจ่ายไฟฟ้าไม่ได้ (N-1) จนกว่าโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เครื่องที่ 1 จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้จึงจะเพียงพอสามารถรองรับเหตุสุดวิสัยกรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดในระบบหยุดเดินเครื่องได้ ปัจจุบันโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินในภาคใต้มีความล่าช้ากว่าแผน เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการ การที่ไม่มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มในอนาคต ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าในภาคใต้เพิ่มขึ้นทุกปีตามการขยายตัวทางด้านเศรษฐกิจ จะทำให้ภาคใต้มีความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา จึงมีความสำคัญต่อระบบไฟฟ้าในภาคใต้
2. จากเหตุการณ์อุทกภัยในพื้นที่ภาคใต้ช่วงต้นปี 2560 รวมทั้งสิ้น 12 จังหวัด (นครศรีธรรมราช สุราษฏร์ธานี พัทลุง ประจวบคีรีขันธ์ สงขลา ตรัง ชุมพร นราธิวาส ปัตตานี กระบี่ ระนอง และยะลา) กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้รายงานเหตุการณ์อุทกภัยภาคใต้ระหว่างวันที่ 2 – 19 มกราคม 2560 ว่าส่งผลกระทบต่อการจ่ายกระแสไฟฟ้าใน 12 จังหวัด แต่ไม่มีปัญหาไฟฟ้าดับ ซึ่ง กฟผ. มีการตรวจสอบแก้ไขอุปกรณ์ไฟฟ้าภายหลังน้ำลด ติดตั้งเครื่องกำเนิดกระแสไฟฟ้าให้กับจุดพักพิงชั่วคราว โรงพยาบาล และสถานที่สำคัญต่างๆ ก่อสร้างระบบจำหน่ายกระแสไฟฟ้าชั่วคราวในพื้นที่ที่เสาไฟฟ้าล้ม การมอบถุงยังชีพให้ประชาชนที่ประสบอุทกภัย จำนวน 6,300 ชุด มีมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบ การขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าออกไป 31 วัน หลังครบกำหนดใบแจ้งหนี้ รวมทั้งมีมาตรการรองรับและเตรียมความพร้อมในระยะยาว เช่น จัดทำระบบป้องกันน้ำท่วมเข้าสถานีไฟฟ้าในพื้นที่น้ำท่วมซ้ำซาก เป็นต้น
3. แผนการทำงานซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ระหว่างวันที่ 31 สิงหาคมถึงวันที่ 6 กันยายน 2560 จะส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล และโรงไฟฟ้าชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง กระทรวงพลังงานได้คาดการณ์ว่าในช่วงดังกล่าวจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 2,253 เมกะวัตต์ และคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ภาคใต้ช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ อยู่ที่ 2,657 เมกะวัตต์ ผลคือ จะขาดกำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ ประมาณ 404 เมกะวัตต์ แต่สามารถจ่ายพลังไฟฟ้า ผ่าน Tie-line ภาคกลาง-ภาคใต้ เพิ่มได้ 550 เมกะวัตต์ (ไม่เกินมาตรฐาน N-1) และจำเป็นต้องใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้ากระบี่ ใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าจะนะและโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีเพื่อผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ จำเป็นต้องรณรงค์และขอความร่วมมือหน่วยงานต่างๆ ให้ร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00-21.30 น. ทั้งนี้ หากกรณีโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล อาจต้องเดินเครื่องกังหันก๊าซของโรงไฟฟ้า สุราษฎ์ธานีขนาด 2x115 เมกะวัตต์ รวมทั้งเจรจาซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย
4. โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ ตั้งอยู่ภายในบริเวณพื้นที่โรงไฟฟ้ากระบี่เดิม ที่อำเภอ เหนือคลอง จังหวัดกระบี่ มีกำลังผลิตติดตั้ง 870 เมกะวัตต์ ใช้เชื้อเพลิงถ่านหินประเภทซับบิทูมินัสหรือบิทูมินัส นำเข้าจากต่างประเทศ มีค่ากำมะถันไม่เกินร้อยละ 1 เฉลี่ยวันละประมาณ 7,260 ตัน ใช้เทคโนโลยีการเผาไหม้ Ultra Supercritical ซึ่งเป็นเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงและทันสมัยที่สุด เป็นที่ยอมรับในวงกว้าง ทำให้สามารถลดปริมาณการใช้เชื้อเพลิงและปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงได้มาก พร้อมทั้งติดตั้งระบบกำจัดมลสาร ได้แก่ เครื่องดักจับก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน (SCR) อุปกรณ์ดักจับไอปรอทแบบฉีดผงถ่านกัมมันต์ (ACI) อุปกรณ์ดักจับแบบไฟฟ้าสถิต (ESP) และเครื่องดักจับก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แบบเปียก (FGD) นอกจากนี้ โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ ได้ออกแบบเพิ่มเติมให้สามารถใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในอัตราส่วนไม่เกินร้อยละ 2 ตามข้อเสนอของชุมชน เพื่อส่งเสริมอาชีพหรือนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้ให้เกิดประโยชน์ โดยจะใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงเผาร่วมกับถ่านหิน (Co-firing) ซึ่งมีการศึกษาวิจัยที่สนับสนุนว่าการผสมชีวมวลลงไปเล็กน้อยจะช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยได้กำลังผลิตเท่าเดิม โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ส่วนโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ตั้งอยู่บริเวณคลังน้ำมันบ้านคลองรั้วของโรงไฟฟ้ากระบี่ปัจจุบัน สามารถรับเรือบรรทุกถ่านหินขนาด 10,000 เดทเวทตัน ได้พร้อมกันสูงสุด 2 ลำ เรือบรรทุกถ่านหินเป็นระบบปิดและใช้เส้นทางเดินเรือเดียวกับเรือขนส่งน้ำมันเตาของโรงไฟฟ้ากระบี่ปัจจุบัน หลังรับถ่านหิน ที่ท่าเรือ ถ่านหินจะถูกลำเลียงตามแนวสายพานระบบปิด ระยะทางประมาณ 9 กิโลเมตร ถึงอาคารเก็บถ่านหินหลักบริเวณโรงไฟฟ้ากระบี่ ซึ่งโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
5. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2557 กฟผ. นำส่งรายงาน EHIA โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2558 เครือข่ายปกป้องถ่านหินกระบี่ได้ยื่นข้อเรียกร้องให้รัฐบาลยุติโครงการ และเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2558 นายกรัฐมนตรีมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการศึกษาการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหิน จังหวัดกระบี่ (คณะกรรมการไตรภาคี) ซึ่งคณะกรรมการไตรภาคีได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 4 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน จังหวัดกระบี่ คณะอนุกรรมการศึกษาการใช้พลังงานทดแทนหรือพลังงานทางเลือกของจังหวัดกระบี่ คณะอนุกรรมการประสานงานเพื่อติดตามการดำเนินการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าถ่านหินจังหวัดกระบี่และกลั่นกรองความคิดเห็นของประชาชน และคณะอนุกรรมการประสานงานฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2559 คณะกรรมการไตรภาคีได้จัดส่งรายงานการศึกษาให้นายกรัฐมนตรี โดยมีข้อสรุปหลักที่ต้องทำควบคู่กับการสร้างโรงไฟฟ้า คือ (1) ให้มีกรรมการร่วมติดตามตรวจสอบการทำงานของโรงไฟฟ้า โดยมีตัวแทนภาคประชาชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้าและผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมหลักของจังหวัดกระบี่ หมุนเวียนกันไปเป็นกรรมการ ตลอดอายุการดำเนินการของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่เริ่มก่อสร้างจนสิ้นสุดสัญญาการผลิต เพื่อรับรู้และร่วมแก้ปัญหาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากโรงไฟฟ้า ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ (2) บริหารเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้เป็นประโยชน์ต่อการพัฒนาจังหวัดกระบี่ โดยมุ่งเน้นการศึกษาและสาธารณสุข ส่งเสริมการจัดตั้งมหาวิทยาลัยอันดามัน และขยายการใช้เงินกองทุนพัฒนาพื้นที่โดยรอบโรงไฟฟ้าเกินกว่ารัศมี 5 กิโลเมตร ให้ครอบคลุมพื้นที่ที่อาจจะได้รับผลกระทบจากการขนส่งถ่านหินด้วย ซึ่งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสามารถกำหนดรัศมีได้มากกว่า 5 กิโลเมตร กรณีตำบลที่อยู่นอกเขตพื้นที่ประกาศ หากต้องการได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สามารถดำเนินการได้โดยเสนอโครงการต่อคณะกรรมการพัฒนาชุมชนในพื้นที่โรงไฟฟ้า (คพรฟ.) เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณาเป็น รายกรณีไป (3) ส่งเสริมพลังงานทดแทนในพื้นที่โดยให้ กฟผ. สนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากผลิตภัณฑ์ปาล์ม เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรที่ปลูกปาล์ม รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าตามอำนาจหน้าที่ที่จะกระทำได้จากพลังงานทดแทนอื่นๆ ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ และ (4) การบริหารจัดการในพื้นที่ที่คาดว่าจะได้รับผลกระทบจากการดำเนินโครงการ ได้แก่ ด้านสิ่งแวดล้อมและระบบนิเวศน์ ด้านสุขภาพ ด้านการพัฒนาและส่งเสริมอาชีพให้แก่ราษฎรในพื้นที่และด้านการศึกษา ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ
6. นายกรัฐมนตรีได้มีบัญชาและข้อสั่งการ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 ดำเนินการเพื่อให้ประชาชนในพื้นที่เข้าใจปัญหาแล้วแสวงหาความร่วมมือประชารัฐ โดยคำนึงถึงอนาคต ที่จำเป็นต้องมีการพัฒนาและต้องอาศัยพลังงานที่มีความเสถียร จำเป็นต้องมีทั้งความเสถียร และพลังงานทดแทนหมุนเวียน ประเด็นที่สำคัญคือในพื้นที่มีผู้เห็นด้วยแต่มีผู้เห็นต่างนอกพื้นที่เข้าไปขับเคลื่อนต่อต้าน อย่าให้เกิดความขัดแย้งกัน (2) การประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดกระบวนการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และสร้างความเข้าใจ ที่ถูกต้องแก่ประชาชน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่ต่อไปด้วย เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนพลังงานไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน และ (3) การประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2559 ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดกระบวนการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และสร้างความเข้าใจ ที่ถูกต้องแก่ประชาชนเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนพลังงานไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน นั้น หากพื้นที่ใดประชาชนส่วนใหญ่มีความเข้าใจและยอมรับให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าแล้ว ให้กระทรวงพลังงานเริ่มดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องภายใน ปี 2560 ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน โดย กฟผ. ได้ดำเนินการตามข้อสั่งการ ดังนี้ (1) สำรวจการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ โดยมีประชาชนและชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้ายื่นหนังสือสนับสนุนโครงการรวม 5 ครั้ง มีการการจัดกิจกรรมและเผยแพร่การสนับสนุนของประชาชนในพื้นที่และนักวิชาการ รวมทั้งการชี้แจงของ กฟผ. ผ่านสื่อต่างๆ (2) สร้างกระบวนการมีส่วนร่วมและสร้างความเข้าใจแก่ประชาชนในพื้นที่ โดยจัดรับฟังความคิดเห็นในระหว่างการจัดทำ EIA การชี้แจงให้ข้อมูลสร้างความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้า ข้อมูลโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด การจัดทำสื่อเผยแพร่ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชน ในพื้นที่จังหวัดกระบี่และใกล้เคียง รวมทั้งจัดศึกษาดูงานเชิงประจักษ์โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดให้กับประชาชนในจังหวัดกระบี่ และ (3) ดำเนินกิจกรรมการพัฒนาคุณภาพชีวิตและสิ่งแวดล้อมชุมชนโดยรอบพื้นที่โครงการ ได้แก่ โครงการออกหน่วยแพทย์เคลื่อนที่และทันตกรรมเคลื่อนที่ โครงการขุดเจาะบ่อบาดาล โครงการช่วยเหลือบรรเทาปัญหาขาดแคลนน้ำอุปโภคในช่วงหน้าแล้งทุกปี โครงการปลูกป่าชายเลน โครงการบ้านปลาหญ้าทะเล เป็นต้น
7. กฟผ. ได้ศึกษาโครงการโรงไฟฟ้าเทพา ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,100 เมกะวัตต์ จำนวน 2 เครื่อง ใช้เทคโนโลยีการเผาไหม้ Ultra Supercritical เหมือนโรงไฟฟ้ากระบี่ ใช้ถ่านหินคุณภาพดีประเภทซับบิทูมินัสหรือบิทูมินัสนำเข้าจากต่างประเทศเป็นเชื้อเพลิง โดยใช้เทคโนโลยีถ่านหินสะอาดสำหรับการผลิตไฟฟ้า มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ประมาณปี 2564 และ 2567 มีที่ตั้งอยู่ในเขตตำบลปากบาง อำเภอเทพา จังหวัดสงขลา บนพื้นที่ประมาณ 2,850 ไร่ โรงไฟฟ้าถูกออกแบบให้สามารถใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในอัตราส่วนไม่เกินร้อยละ 2 เพื่อส่งเสริมการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้ให้เกิดประโยชน์ ท่าเทียบเรือขนถ่ายถ่านหิน ตั้งอยู่ริมทะเลห่างจากชายฝั่งประมาณ 3 กิโลเมตร มีความกว้างหน้าท่า 22 เมตร ความยาวหน้าท่าประมาณ 300 เมตร ความลึกหน้าท่าไม่น้อยกว่า 7 เมตร จุดที่ให้เรือลอดผ่านได้จะยกระดับสูงขึ้นจากระดับน้ำทะเลสูงสุด 9 เมตร ที่ระยะประมาณ 1.5 กิโลเมตร จากชายฝั่ง เรือบรรทุกถ่านหินขนาดประมาณ 13,000 เดทเวทตัน ระดับการกินน้ำลึกสูงสุดขณะบรรทุกประมาณ 6 เมตร ขนส่งถ่านหินระบบปิด โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพาและโครงการท่าเทียบเรือสำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา จะต้องทำ EHIA ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม โดยเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2558 กฟผ. นำส่งรายงาน EHIA โครงการฯ เสนอต่อ สผ. เพื่อเข้าสู่กระบวนการพิจารณา ซึ่งปัจจุบัน คชก. กำลังพิจารณารายงาน EHIA ดังกล่าว ทั้งนี้ การศึกษาความเหมาะสมโครงการและขออนุมัติสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) อยู่ระหว่างนำเสนอต่อคณะกรรมการ สศช. ซึ่งต้องรอผลการพิจารณารายงาน EHIA ของ คชก. มาประกอบการพิจารณา โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เริ่มสร้างความรู้ความเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นมา ด้วยความร่วมมือจากทั้งในพื้นที่และนอกพื้นที่ กฟผ. ได้ดำเนินกิจกรรมหลายอย่างที่สร้างความรู้ความเข้าใจและความสัมพันธ์อันดีและมีส่วนร่วมกับชุมชน รวมไปถึงการพัฒนาคุณภาพชีวิตและสิ่งแวดล้อมของชุมชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ และโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ตามขั้นตอนของกฎหมาย รวมทั้งเร่งรัดการสร้างความรู้ความเข้าใจแก่ประชาชนในพื้นที่อย่างต่อเนื่อง
2. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ และโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว โดยให้นำความเห็นของคณะกรรมการศึกษาการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน จังหวัดกระบี่ (คณะกรรมการไตรภาคี) ไปประกอบการพิจารณาตามลำดับต่อไป
เรื่องที่ 5 แนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2560 – 2579) รัฐบาลได้กำหนดวิสัยทัศน์ ในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศให้ “ประเทศมีความมั่นคง มั่งคั่ง ยั่งยืน เป็นประเทศพัฒนาแล้ว ด้วยการพัฒนาตามปรัชญาของเศรษฐกิจพอเพียง” และมอบหมายให้กระทรวงต่างๆ จัดทำแผนยุทธศาสตร์ระดับกระทรวงและปฏิบัติภารกิจหน้าที่ของกระทรวงให้สอดคล้องตามแผนยุทธศาสตร์ชาติ ซึ่งกระทรวงพลังงาน ได้จัดทำยุทธศาสตร์ตามแนวนโยบายตามแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี ภายใต้กรอบแผน 5 เสาหลัก สอดรับกับนโยบายของรัฐบาล ซึ่งแบ่งการขับเคลื่อนออกเป็น 2 ระดับ คือ ระดับประเทศ จะมุ่งเน้นการผลักดันให้เกิดนวัตกรรมด้านพลังงานใหม่ๆ ส่วนในระดับชุมชน/ประชาชน จะมุ่งเน้นการสร้างรายได้ และลดรายจ่ายให้กับประชาชนและชุมชนผ่านโครงการประชารัฐ การสนับสนุนกิจกรรมเพื่อสังคมการดำเนินโครงการพลังงานชุมชน ส่งเสริมให้ชุมชนมีรายได้อย่างยั่งยืน
2. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ประธานคณะกรรมการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้แจ้ง ที่ประชุมคณะกรรมการ กฟภ. ว่ารัฐบาลมอบนโยบายให้ กฟภ. พิจารณาดำเนินการโครงการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากชีวมวลและชีวภาพ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (จังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี และจังหวัดนราธิวาส) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมร่วมกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือเรื่องดังกล่าว ซึ่งที่ประชุมมอบให้บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทในเครือ กฟภ. ที่มีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ โดย กฟภ. ถือหุ้นร้อยละ 100) จัดทำทางเลือกอัตราการรับซื้อไฟฟ้าที่มีความเป็นไปได้ในการลงทุนและเหมาะสมกับพื้นที่โครงการ พร้อมทั้งสัดส่วนการเข้าร่วมลงทุนและรายละเอียดอื่นที่เกี่ยวข้อง ซึ่งบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ได้ปรับปรุงรายละเอียดตามความเห็นของที่ประชุมเรียบร้อยแล้ว โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะร่วมดำเนินโครงการประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ กับภาคเอกชนและภาคประชาชนในพื้นที่มีแผนงานดำเนินโครงการพื้นที่ที่มีความพร้อมในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนรัฐบาลในการแก้ไขปัญหาพื้นที่ชายแดนใต้อย่างยั่งยืน เพื่อรองรับการจัดตั้ง “โครงการพาคนกลับบ้าน กอ.รมน.ภาค 4 ส่วนหน้า” และ “โครงการรองรับมวลชน หมู่บ้านสันติสุข” แก้ไขปัญหาความยากจนของประชาชนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้ โดยการ สร้างงาน เพิ่มรายได้ ส่งเสริมระบบป้องกันตนเองจากมวลชนในพื้นที่ตน และเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า ในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distribution Generation : DG) เพื่อสร้างความมั่นคงด้านพลังงานจากการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวล/ชีวภาพที่มีศักยภาพในชุมชน แบ่งเป็น (1) แผนงานการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลขนาดเล็ก มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล 3 แห่ง ในพื้นที่อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี และอำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18 เมกะวัตต์ จ่ายไฟเข้าระบบจำหน่าย กฟภ. รวม 12 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่าน Steam turbine หรือใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซชีวมวลเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก เงินลงทุน 1,562 ล้านบาท (พีอีเอ เอ็นคอมฯ ร้อยละ 40 และภาคเอกชนร้อยละ 60) และ (2) แผนงานการผลิตไฟฟ้าจากชีวภาพ มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวภาพ 30 แห่ง ในพื้นที่จังหวัดนราธิวาส จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา กำลังการผลิตติดตั้งรวม 35 เมกะวัตต์ จ่ายไฟเข้าระบบจำหน่าย กฟภ. รวม 30 เมกะวัตต์ ใช้หญ้าเนเปียร์เป็นเชื้อเพลิงหลักหมักให้เป็นก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตไฟฟ้า เงินลงทุน 3,600 ล้านบาท (พีอีเอ เอ็นคอมฯ ร้อยละ 40 ภาคเอกชนร้อยละ 60 ซึ่งพีอีเอ เอ็นคอมฯ จะพิจารณาคัดเลือกภายหลัง) ซึ่งการดำเนินโครงการฯ จะทำให้ประชาชนมีรายได้เพิ่มขึ้น เกิดการสร้างงานให้ชุมชนในพื้นที่ ชุมชนได้รับการพัฒนาจากเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ภาษีบำรุงท้องที่ ภาษีการค้า และชุมชนจะได้รับจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิในแต่ละปีอย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ยังช่วยเสริมสร้างการมีส่วนร่วมระหว่างภาคประชาชน ภาครัฐ และภาคเอกชน สนับสนุนโครงการของรัฐบาลในการแก้ปัญหาราคาสินค้าเกษตรตกต่ำ และปัญหาอื่นใน 3 จังหวัดชายแดนใต้ เป็นต้น
2.2 ข้อเสนอของ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ มีดังนี้ (1) ให้บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ดำเนินการโดยจัดตั้ง/ร่วมลงทุนบริษัทในเครือ เพื่อดำเนินงานให้แล้วเสร็จโดยเร็ว (2) ขอให้รับซื้อไฟฟ้าตามโครงการ ประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ ประกอบด้วย แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวมวลขนาดเล็ก จำนวน 12 เมกะวัตต์ และแผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวภาพจำนวน 30 เมกะวัตต์ และ (3) เสนอทางเลือกอัตราค่ารับซื้อไฟฟ้าที่ทำให้อัตราผลตอบแทนภายในโครงการไม่น้อยกว่าร้อยละ 12 หรืออัตราค่ารับซื้อไฟฟ้าตามอัตรา Feed-in Tariff (FiT และ FiT Premium) ตามที่ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
3. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีความเห็นต่อโครงการประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ สรุปได้ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีความเห็นว่า เนื่องจากเป็นโครงการใหม่ควรดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลขนาดเล็ก จำนวน 12 เมกะวัตต์ ในช่วงแรกก่อน หากประสบความสำเร็จ จึงดำเนินการในส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ จำนวน 30 เมกะวัตต์ โดยอาจมอบให้รัฐวิสาหกิจหรือหน่วยงานอื่นดำเนินการได้ตามความเหมาะสม โดยให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา นอกจากนี้ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ควรถือหุ้นประมาณร้อยละ 40 - 49 บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ถือหุ้นร้อยละ 51 - 60 โดยเอกชนสามารถเข้าร่วมโครงการดังกล่าวได้ในส่วนของบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน โดยให้ กฟภ. ดำเนินการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการอย่างเป็นธรรมและโปร่งใส และควรมีแนวทางการกำหนดผลตอบแทนที่กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ที่แน่นอน เช่น การรับประกันการจัดสรรผลตอบแทนขั้นต่ำกลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชนในพื้นที่ที่กำหนด เป็นต้น ในส่วนของอัตราราคาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ เห็นควรให้มีการกำหนดอัตราราคาอีกครั้งโดยให้ กกพ. พิจารณาเสนอ โดยไม่เกินอัตรา FiT เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และคำนึงถึงความเป็นธรรมกับเอกชนรายอื่นที่มีการแข่งขันราคาในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ก่อนหน้านี้ด้วย และเห็นควรมอบให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว
3.2 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีความเห็นดังนี้ (1) แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวมวลขนาดเล็ก ระบุเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นเศษไม้ยางพารา หรือปลูกไม้โตเร็วด้วย หากมีการปลูกพืชพลังงาน จำเป็นต้องมีพื้นที่เพาะปลูกเพื่อรองรับ โดยต้องไม่ส่งผลกระทบต่อการเพาะปลูกพืชอื่นๆ หรือไม่เป็นการรุกล้ำพื้นที่ป่า การไม่ระบุปริมาณเชื้อเพลิงที่จะใช้สำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทำให้ไม่ทราบว่าปริมาณไม้ยางพาราจะมีเพียงพอหรือไม่ เพราะต้องคำนึงถึงโรงไฟฟ้าชีวมวลเดิมที่มีที่ตั้งใกล้เคียง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ซึ่งมีการประมูลเมื่อเดือนสิงหาคม 2559 รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ควรระบุเรื่องการรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชน การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อ และสามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าอัตราเดียวกับที่ กกพ. กำหนด ในปัจจุบันได้ และ (2) แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากก๊าซชีวภาพ ในกรณีที่ใช้หญ้าเนเปียร์เป็นเชื้อเพลิงหลัก ที่กำลังการผลิตติดตั้งรวม 35 เมกะวัตต์ ต้องใช้พื้นที่ในการเพาะปลูกไม่น้อยกว่า 35,000 ไร่ ราคาซื้อขายวัตถุดิบต้องเป็นที่ยอมรับได้ของทั้งสองฝ่าย ทั้งนี้ หลักเกณฑ์การขายไฟฟ้าของ กกพ. อัตรา FiT ของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน จะต้องเป็นหญ้าเนเปียร์อย่างเดียวไม่รวมกับมูลสัตว์ นอกจากนี้ต้องพิจารณาจากการมีส่วนร่วมของชุมชนในพื้นที่ติดตั้งโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพด้วย
3.3 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีความเห็นว่าโครงการที่เสนอมาคาดว่า จะมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเร็วกว่าแผนงานก่อสร้างสายส่ง 500 เควี สุราษฎร์ 2 – ทุ่งสง – หาดใหญ่ ซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2564 ดังนั้น หากมีการจ่ายไฟฟ้าก่อนปี 2564 จะทำให้ กฟผ. ไม่สามารถเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะได้ตาม Merit Order และต้องลดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มเติม ส่งผลกระทบต่อค่า Ft เพิ่มขึ้น 0.36 - 0.38 สตางค์ต่อหน่วย (ภายใต้สมมติฐานว่ามีการรับซื้อไฟฟ้า ตามกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าชีวมวล 5.04 - 6.34 บาทต่อหน่วยตามขนาดของโรงไฟฟ้า และอัตรารับซื้อไฟฟ้าชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 4.76 บาทต่อหน่วย ภายในปี 2562-2563)
3.4 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่า รูปแบบโครงการประชารัฐที่บริษัทฯ ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจที่ กฟภ. ถือหุ้น 100% ร่วมทุนกับเอกชน ควรพิจารณาข้อกฎหมายและระเบียบ ที่เกี่ยวข้อง เช่น พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมทุน พ.ศ. 2556 และหลักเกณฑ์การจัดตั้ง/ร่วมทุนและกำกับดูแลบริษัทในเครือของรัฐวิสากิจ ศักยภาพระบบไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้ ปัจจุบันไม่เพียงพอสำหรับรองรับการเชื่อมต่อ เนื่องจาก กฟผ. อยู่ระหว่างก่อสร้างสายส่ง 500 เควี ซึ่งจะแล้วเสร็จในปี 2564 ดังนั้น หากต้องการให้เปิดรับซื้อก่อนปี 2564 จำเป็นต้องลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะอีก 42 เมกะวัตต์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ แทน ส่งผลให้ต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะถูกส่งผ่านไปยังประชาชนในรูปของค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ในส่วนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ Fit สำหรับชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) สำหรับโครงการฯ ควรเป็นอัตราที่เหมาะสม และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการรายเดิมที่ชนะการประมูลโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ระยะที่ 1 ที่ผ่านมา นอกจากนี้การกำหนดเป้าหมายรับซื้อในพื้นที่ควรสอดคล้องกับพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนแต่ละประเภท (RE Zoning) ทั้งนี้ การจัดสรรประโยชน์ต่อชุมชน ควรมีความชัดเจนและมีความยั่งยืนตลอดอายุโครงการ โดยอาจจัดตั้งในรูปแบบกองทุนระดับชุมชนเพื่อดูแลผลประโยชน์ที่ได้รับ และมีการออกระเบียบการใช้เงินกองทุนที่ชัดเจนตลอดอายุโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ) ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล โดยมีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ทั้งนี้ ให้รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ”
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
ทั้งนี้ ให้รับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้แจ้งว่าระเบียบวาระนี้ขอนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ และขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อทดแทนการใช้พลังงานฟอสซิสในการผลิตกระแสไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของ กฟภ. และระบบสายส่งของ กฟผ. เพื่อเสริมความมั่นคงและลดการสูญเสียในระบบไฟฟ้า จัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ กฟภ. ยังขยายเขตระบบจำหน่ายไฟฟ้าไปไม่ถึง อีกทั้งยังเป็นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนของประเทศและลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. พัฒนาได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม สรุปได้ดังนี้
1.1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ แบ่งเป็น (1) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณแผ่นดิน โดย พพ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษาเอง จำนวน 23 โครงการ รวมกำลังผลิต 59,314 กิโลวัตต์ กำลังผลิตตั้งแต่ 200 -12,000 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 122 ล้านหน่วยต่อปี มี 21 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย และอีก 2 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. แบบ Off-Peak On-Peak ในอัตรา 2.3567 - 4.2243 บาทต่อหน่วย ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.12 กิโลตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี ลดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 71,146 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี นำรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดส่งให้กับกระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ปัจจุบันโครงการห้วยประทาว (เขื่อนล่าง) ก่อสร้างแล้วเสร็จ 1 โครงการ กำลังผลิต 320 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจาก ยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า (2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำระดับหมู่บ้าน พพ. ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณแผ่นดินร่วมกับชุมชน โดยชุมชนออกแรง และจัดหาวัสดุอุปกรณ์ที่มีอยู่ในท้องถิ่นมาร่วมก่อสร้าง จำนวน 60 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,140 กิโลวัตต์ มีกำลังผลิตตั้งแต่ 15 – 80 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 2 ล้านหน่วย ต่อปี เมื่อก่อสร้างเสร็จ พพ. จะอบรมการบริหารโครงการ ถ่ายทอดความรู้การเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าและการบำรุงรักษาให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนเป็นผู้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าขายเองใช้เองในราคา 2-3 บาทต่อหน่วย โดยมี พพ. เป็นพี่เลี้ยงสนับสนุนทางด้านเทคนิคต่อไป และ (3) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำชุมชน เป็นโครงการที่ชุมชน มีศักยภาพด้านพลังน้ำมีหนังสือขอโครงการมายัง พพ. ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน มีจำนวน 28 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,977 กิโลวัตต์ กำลังผลิตตั้งแต่ 30 – 320 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ปัจจุบันโอนให้องค์การปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แล้ว 2 โครงการ รวมกำลังผลิต 64 กิโลวัตต์ โดยชุมชนผลิตไฟฟ้าขายเองใช้เองในราคา 3 บาทต่อหน่วย และอีก 2 โครงการ รวมกำลังผลิต 257 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในราคา 2.92 บาทต่อหน่วย คงเหลือ 24 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,656 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า
1.2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม เพื่อสาธิตส่งเสริมให้มีการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานลม ประกอบด้วย (1) ใช้งบประมาณแผ่นดิน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการบ้านทะเลปังจังหวัดนครศรีธรรมราช กำลังผลิต 250 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในอัตรา 2.92 บาทต่อหน่วยและนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่งให้กระทรวงการคลังประมาณ 0.12 ล้านบาทต่อปี และ โครงการหลวงแม่แฮ จังหวัดเชียงใหม่ จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 275 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า และ (2) ใช้งบประมาณกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการ บ้านทะเลปัง จังหวัดนครศรีธรรมราช กำลังผลิต 1,500 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในอัตรา 2.3567 – 4.2253 บาทต่อหน่วย (Off peak On peak) และนำรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่งให้กองทุนฯ ประมาณ 1.6 ล้านบาทต่อปี และโครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จังหวัดปัตตานี จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 1,750 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า ปัจจุบันโครงการไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ จำนวน 27 โครงการ รวม 5,001 กิโลวัตต์ ไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. ได้ เนื่องจากการรอรับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 แต่ปัจจุบันได้รับการยกเว้นแล้วตามประกาศราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2558 อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีนโยบายหยุดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนทุกประเภทเพื่อปรับเปลี่ยนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากระบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยจะประกาศรับซื้อไฟฟ้าเป็นครั้ง ๆ ไป ทำให้โครงการโรงไฟฟ้าดังกล่าวซึ่งก่อสร้างแล้วเสร็จ ไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ 25 โครงการ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังลม 2 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำห้วยประทาว (เขื่อนล่าง) จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 320 กิโลวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำชุมชน จำนวน 24 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,656 กิโลวัตต์ (3) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมโครงการหลวง แม่แฮ จ.เชียงใหม่ จำนวน 1 โครงการ ขนาดกำลังผลิต 275 กิโลวัตต์ (4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมโครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จ.ปัตตานี จำนวน 1 โครงการ ขนาดกำลังผลิต 1,750 กิโลวัตต์ และเนื่องจากโครงการดังกล่าวลงทุนโดยใช้งบประมาณภาครัฐและไม่เป็นภาระต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยรายได้จากการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดนำส่งให้กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดิน จึงขอใช้อัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาท ต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการเหมือนกับโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของ พพ. ที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟภ.
มติของที่ประชุม
รับทราบความคืบหน้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้มีการขายไฟฟ้าเข้าระบบ
มอบหมายให้ พพ. หารือกับกระทรวงการคลังและสำนักงบประมาณเพื่อขอนำรายได้จากการ ขายไฟฟ้ามาใช้เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ก่อนนำส่งรายได้ส่วนที่เหลือให้กระทรวงการคลังต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน และเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงาน แต่การดำเนินการที่ผ่านมา พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่มีความสม่ำเสมอ ไม่มีความเสถียร ซึ่งส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า ในด้านความเชื่อถือได้ ความมั่นคงในการจ่ายไฟฟ้าอย่างต่อเนื่อง ซึ่งหากมีการส่งเสริมใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้น การไฟฟ้าก็จะต้องมีภาระที่จะต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าให้มีกำลังผลิตสำรองเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าในช่วงเวลา ที่โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ ดังนั้น สนพ. จึงได้จัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าของพลังงานหมุนเวียน ช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า ลดความผันผวนของพลังงานธรรมชาติที่มีความไม่แน่นอนสูง ให้มีความสามารถในการพึ่งพาได้มากกว่าโรงไฟฟ้าหมุนเวียนในรูปแบบปกติ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งประเภท SPP และ VSPP ที่จะประกาศใช้ในระยะต่อไป โดยจะต้องมีรูปแบบการผลิตไฟฟ้าในลักษณะ Firm เพื่อให้สอดคล้องกับแนวคิดดังกล่าวข้างต้น
2. หลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm สรุปได้ดังนี้ (1) ที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Firm จะมีเพียงโรงไฟฟ้าชีวมวลระดับ SPP เท่านั้น ที่มีศักยภาพในการรวบรวมเชื้อเพลิงชีวมวลจำนวนมาก เพื่อผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอสอดคล้องกับการ สั่งการของ กฟผ. (2) สนพ. ได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้ เพื่อช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า และสามารถพึ่งพาได้มากกว่าโรงไฟฟ้าหมุนเวียนในรูปแบบปกติ นอกจากนี้ ยังช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง โดยการบริหารจัดการเชื้อเพลิงและผลิตไฟฟ้าร่วมกับพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ รวมถึงอาจใช้เทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานร่วมด้วย (3) สนพ. ได้จัดประชุมหารือและรับฟังความคิดเห็นในการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ประกอบการภาคเอกชน พบว่ามีความเป็นไปได้ และสามารถนำเทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานมาร่วมได้ โดยเริ่มจากระดับ SPP ที่มีความสามารถ ในดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้อยู่แล้ว ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าสำหรับ VSPP เชื้อเพลิงชีวภาพก็อาจดำเนินการในรูปแบบ Firm ได้ แต่อาจต้องปรับปรุงเงื่อนไขสัญญา Firm ที่มีในปัจจุบันให้เหมาะสมกับฤดูกาลของผลิตผลทางการเกษตร และยังคงสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในช่วงฤดูร้อนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ โดยการให้มีการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm เฉพาะบางช่วงเวลาและบางเดือนของปีเท่านั้น (Semi Firm) ซึ่งสามารถสรุปข้อเสนอหลักการการรับซื้อไฟฟ้าได้ดังนี้
2.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อรายใหม่เท่านั้น โดยขายเข้าระบบเป็น SPP ขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ สามารถใช้เชื้อเพลิงได้มากกว่าหรือเท่ากับ 1 ประเภท โดยไม่กำหนดสัดส่วน ทั้งนี้ อาจพิจารณาใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมได้ และต้องเป็นสัญญาประเภท Firm กับ กฟผ. เท่านั้น (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าร้อยละ 100 ในช่วง Peak และในช่วง Off-peak ไม่เกินร้อยละ 65 โดยอาจต่ำกว่าร้อยละ 65 ได้ ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามที่ กกพ.กำหนด) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล มาช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Start up) ติดมิเตอร์ซื้อขายไฟฟ้าจุดเดียวกัน และจะต้องติดตั้ง Unit Monitoring Meter (UMM) มีบทปรับที่เหมาะสมหากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามสัญญา ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงและมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูก พืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป รับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT เดียวแข่งกันทุกประเภทเชื้อเพลิง กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP Semi-Firm ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อ FiT-Bidding ประเภทเชื้อเพลิง ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมได้ ต้องเป็นสัญญาประเภท Firm จำนวน 6 เดือน (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าร้อยละ 100 ในช่วง Peak และในช่วง Off-peak ไม่เกินร้อยละ 65 โดยอาจต่ำกว่าร้อยละ 65 ได้ ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามที่ กกพ.กำหนด) โดยจะต้องครอบคลุมเดือนที่คาดว่าจะมีการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด 4 เดือน (มีนาคม – มิถุนายน) และสำหรับ 6 เดือน ที่เหลือจะเป็นสัญญา Non-Firm ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Start up) เท่านั้น ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงและมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วยเช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป รับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT แบ่งตามประเภทเชื้อเพลิง โดยปรับรูปแบบการสนับสนุนอัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่ขายแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี เพื่อจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุดกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2562
ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm แล้ว
3. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm โดยพิจารณาจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายประเภทเชื้อเพลิง บนพื้นฐานเชื้อเพลิงที่มีศักยภาพในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP Hybrid Firm ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT เท่ากับ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF 1.81 บาทต่อหน่วย + FiTv 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ส่วนข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm เห็นควรให้มีการปรับปรุงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพ ซึ่งประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จากรูปแบบ Non-firm เป็นรูปแบบ Semi-firm โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และมีการปรับรูปแบบการสนับสนุน อัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่มีการขายไฟฟ้าแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี ทั้งนี้ ในส่วนของชีวมวล จากเดิมกำหนดกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 ถึง 3 เมกะวัตต์ ให้เปลี่ยนเป็น กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ และอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) สำหรับโครงการ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ หมายถึง จังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี จังหวัดนราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กแบบ SPP Hybrid Firm
2.2 อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.3 มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
2.4 ให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
เรื่องที่ 8 ความคืบหน้าโครงการซื้อไฟฟ้าต่างประเทศและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ประเทศไทยได้มีบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยกับรัฐบาลประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อความร่วมมือในการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าและขายไฟฟ้าให้กับไทย ได้แก่ สปป. ลาว จำนวน 9,000 เมกะวัตต์ (ลงนาม MOU ฉบับใหม่เมื่อวันที่ 6 กันยายน 2559) ประเทศจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ สาธารณรัฐแห่งสหภาพ เมียนมา ไม่ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้า (ลงนาม MOU ฉบับใหม่เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2558) และกัมพูชาไม่ได้ระบุจำนวนที่จะซื้อขาย ไม่ได้ระบุอายุ MOU แต่มีการเจรจาเป็นรายโครงการ เช่น โครงการสตึงมนัมทั้งนี้ รวมถึงมีความร่วมมือในการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้ากับมาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เพียงประเทศเดียว ภายใต้ MOU 9,000 เมกะวัตต์ มีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว กำลังผลิตรวม 3,578 เมกะวัตต์ รวม 6 โครงการ ได้แก่ เทิน-หินบุน (214 เมกะวัตต์) ห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) น้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) น้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) เทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) หงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง รวม 1,843 เมกะวัตต์ จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ เซเปียน-เซน้ำน้อย (354 เมกะวัตต์) มีกำหนด COD กุมภาพันธ์ 2562 น้ำเงี้ยบ 1 (269 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนกันยายน 2562 ไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนตุลาคม 2562 และโครงการที่ลงนามบันทึกความเข้าใจการซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) รวม 515 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 5,936 เมกะวัตต์ คงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อจาก สปป. ลาว ได้อีก 3,064 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 1 โครงการ ได้แก่ น้ำเทิน 1 (515 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนมกราคม 2565
3. เมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558 นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีของกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ โดยเมื่อวันที่ 25 - 26 สิงหาคม 2559 ในการประชุมคณะกรรมาธิการร่วมว่าด้วยความร่วมมือทวิภาคี (JC) ไทย-กัมพูชา ครั้งที่ 10 ทั้งสองฝ่ายเห็นชอบร่วมกันที่จะศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม ในรายละเอียดโครงการ การใช้ประโยชน์จากน้ำ และการซื้อขายพลังงานไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2559 ผลการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการเบื้องต้น (Pre-feasibility Study) ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมแล้วเสร็จ โดยมีแผนจะก่อสร้างโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและฝั่งกัมพูชา ซึ่งจะสามารถนำน้ำมาใช้ประโยชน์ในฝั่งไทยได้ด้วย ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ผู้บัญชาการทหารบกได้เข้าเยี่ยมคารวะนายกรัฐมนตรีของกัมพูชา และได้รับทราบประเด็นที่ยังติดค้างในการดำเนินโครงการฯ ได้แก่ (1) การตั้งโรงไฟฟ้าในไทย และ (2) การผันน้ำและใช้น้ำในฝั่งไทย ซึ่งนายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้เห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงอุตสาหกรรมเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชา ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และเมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2560 ผู้พัฒนาโครงการ มีหนังสือถึงประธานอนุกรรมการประสานความร่วมมือความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม โดยมีทางเลือกในการพัฒนาโครงการ 3 ทางเลือก คือ (1) มีโรงไฟฟ้าทั้งฝั่งไทยและฝั่งกัมพูชา กำลังผลิต 52 เมกะวัตต์ (ฝั่งไทย 28 เมกะวัตต์ ฝั่งกัมพูชา 24 เมกะวัตต์) อัตราค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (2) มีโรงไฟฟ้าเฉพาะฝั่งไทย กำลังผลิต 28 เมกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ (3) มีโรงไฟฟ้าเฉพาะฝั่งกัมพูชา กำลังผลิต 24 เมกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งทั้ง 3 ทางเลือก มีการผันน้ำเข้าฝั่งไทยปริมาณเฉลี่ย 300 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
4. ความคืบหน้าการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 โดยเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2559 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2559 ซึ่งการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเทิน 1 ได้ใช้ PPA โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นต้นแบบ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 โดยกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเทิน 1 ประกอบด้วย Phonesack Group Co., Ltd. (PSG) ถือหุ้นร้อยละ 60 Electricity Generating Public Company Limited (EGCO) ถือหุ้นร้อยละ 25 และ EDL-Generation Public Company (EdL-GEN) ถือหุ้นร้อยละ 15 โครงการน้ำเทิน 1 ตั้งอยู่บนลำน้ำกระดิ่ง ในแขวงบอลิคำไซ ตอนกลางของ สปป.ลาว เป็นเขื่อนกักเก็บน้ำ ชนิด Roller Compacted Concrete Curved Gravity กำลังผลิตติดตั้ง 650 เมกะวัตต์ (2 x 260 เมกะวัตต์ และ 1 x 130 เมกะวัตต์) จำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. 514.3 เมกะวัตต์ (ณ ชายแดนไทย-สปป.ลาว) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricity du Laos: EdL) โดยอยู่ระหว่างการเจรจาปริมาณซื้อขายไฟฟ้า มีการผลิตพลังงานไฟฟ้า 1,953 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy (PE) 1,730 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 223 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลท์ จากโครงการฯ ถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 154 กิโลเมตร สายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลท์ จาก สฟ.นาบง ถึงชายแดนไทย - สปป. ลาว ระยะทาง 27 กิโลเมตร ระบบส่งไฟฟ้า ฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลท์ จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กิโลเมตร โครงการฯ มีอายุสัญญา 27 ปี กำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 มกราคม 2565
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีดังนี้ (1) คู่สัญญาคือ กฟผ. และ Nam Theun 1 Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจาก COD โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2560 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการฯ และเริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ให้ กฟผ. ภายใน 50 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย หรือภายในวันที่ 1 มกราคม 2565 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) กฟผ. มีหน้าที่เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทยภายใน SFCD หรือวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) และต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 32 เดือนนับจาก ECOCD หรือภายในวันที่ 1 กรกฎาคม 2563 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง โดยฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุสุดวิสัยจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง (แตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน) การผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Full Dispatch ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้น EdL ตามที่ระบุใน PPA หรือตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
6. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ถึง วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายเกินจาก PE ในวันจันทร์ถึงวันเสาร์ (ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน) และวันอาทิตย์ (ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมงต่อวัน) และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE และ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งเป็น ระหว่างการทดสอบ เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.1800 US¢ + 1.0494 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6790 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.5391 บาทต่อหน่วย ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป PE เท่ากับ 4.2400 US¢ + 1.3992 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6790 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.5391 บาทต่อหน่วย (3) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator ในแต่ละปี ไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 1,953 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 1,730 ล้านหน่วย และ SE 223 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย และในกรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์เรียกคืนได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว ในกรณีที่มี Dispatch Shortfall สะสมเกินกว่าข้อตกลง (เท่ากับ 155.4 ล้านหน่วย) แล้วมีน้ำล้นเกิดขึ้น ให้เก็บตัวเลขน้ำล้นส่วนที่เป็นของ กฟผ. ไว้ในบัญชีน้ำล้น ในเดือนสุดท้ายของปีที่ 14 และปีสุดท้ายของ PPA ให้นำตัวเลขที่สะสมในบัญชี Dispatch Shortfall และบัญชีน้ำล้นไปคำนวณเป็นค่าไฟฟ้า แล้วนำไปหักลบกับรายได้สะสมจากการขาย EE หากรายได้จากการขาย EE มีมากกว่า Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. เท่ากับจำนวนเงินที่คำนวณจาก Dispatch Shortfall และน้ำล้น หากหักลบกันแล้วยังมีเงินเหลือในบัญชีรายได้สะสมของ EE Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 (ถือเป็นการแบ่งผลประโยชน์จากการที่ กฟผ. ช่วยซื้อไฟฟ้ามากกว่าที่ได้รับประกันซื้อ)
7. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities) Generator จะต้องวางหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญา ดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการฯ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 7.79 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันลงนามสัญญาจนถึงวัน FCD และ DS2 จำนวน 19.55 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวัน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 17.47 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 5.88 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 3,870 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการฯ ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบสามารถหยุดปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ได้นานเท่าที่เหตุสุดวิสัยเกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติหน้าที่นั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิดเหตุสุดวิสัย แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธี หักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อไรก็ได้ และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา โดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น EGAT Access Rights Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญา ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการฯ (Project Acquisition) เมื่อมีการบอกเลิกสัญญา หากการบอกเลิกสัญญาเกิดขึ้นก่อน FCD ถ้าฝ่ายใดผิดสัญญา หรือเกิด Political Force Majeure อีกฝ่ายจะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน หากการบอกเลิกสัญญาเกิดขึ้นหลัง FCD หาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการฯ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการฯ ทั้งนี้ หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลา ที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rules) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และ PPA นี้ใช้บังคับและตีความกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ
2. รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผน ในส่วนงานที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
เรื่องที่ 9 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ฝ่ายเลขานุการฯ และประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (นายเทวินทร์ วงศ์วานิช) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีมติเห็นชอบการปรับโครงสร้าง ปตท. โดยการโอนหน่วยธุรกิจน้ำมัน ธุรกิจค้าปลีกและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องไปยังบริษัท ปตท. ธุรกิจค้าปลีก จำกัด (PTT Retail Business Company Limited หรือ PTTRB) ซึ่ง ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 จากนั้นเปลี่ยนชื่อเป็นบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (PTT Oil and Retail Business Company Limited หรือ PTTOR) พร้อมเห็นชอบให้นำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 ปตท. มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเพื่อขออนุมัติการปรับโครงสร้าง ปตท. และจะเสนอตามขั้นตอนให้คณะรัฐมนตรีอนุมัติต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) มีหนังสือถึงเลขาธิการคณะรัฐมนตรี เพื่อขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ใน 3 ประเด็น คือ (1) ความมั่นคงด้านพลังงาน (2) ทรัพย์สินของชาติต้องสูญหายไป และ (3) ขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจที่แล้วมาของ ปตท. ที่ดำรงสัดส่วนในบริษัทในกลุ่ม ปตท. ต่ำกว่าร้อยละ 50 ให้มีสัดส่วนการถือหุ้นเกินกว่าร้อยละ 50 โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติ ทั้งนี้ นายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลักร่วมกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปศึกษา ตรวจสอบและพิจารณาถึงผลกระทบที่จะเกิดขึ้นหากมีการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท.
2. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. มีดังนี้ (1) ปตท. จะโอนกิจการสินทรัพย์และหนี้สินของหน่วยธุรกิจน้ำมันและโอนหุ้นของบริษัทร่วมและบริษัทย่อยที่เกี่ยวข้องกับหน่วยธุรกิจน้ำมันและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องทั้งในและต่างประเทศให้ PTTOR ซึ่ง PTTOR จะชำระค่าตอบแทนตามราคาตลาดยุติธรรม (Fair Market Price) โดยจะมีที่ปรึกษาทางการเงินอิสระ (Independent Financial Adviser – IFA) ที่ขึ้นทะเบียนกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (กลต.) เป็นผู้ตรวจสอบการประเมินราคา (2) เนื่องจาก PTTOR จำเป็นต้องใช้สินทรัพย์ที่ดินของหน่วยราชการที่ ปตท. เช่าหรือได้รับสิทธิ รวมทั้งสินทรัพย์และที่ดินของ ปตท. เพื่อประกอบธุรกิจน้ำมันต่อเนื่อง และ PTTOR มิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ ดังนั้น ปตท. จึงต้องดำเนินงานภายใต้กระบวนการต่างๆ ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ในการให้เช่า เช่าช่วง ในสินทรัพย์และที่ดินดังกล่าวกับ PTTOR (3) การนำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ปตท. จะถือหุ้นน้อยกว่าร้อยละ 50 เพื่อให้ PTTOR มีสถานะเป็นเอกชน มีความคล่องตัวในการดำเนินธุรกิจ จากนั้น ปตท. จะเสนอขายหุ้นสามัญ PTTOR ต่อประชาชนทั่วไปเป็นครั้งแรก (Initial Public Offering – “IPO”) โดยจะกำหนดหลักเกณฑ์การกระจายหุ้นอย่างชัดเจนเพื่อให้หุ้นกระจายไปสู่ประชาชนอย่างทั่วถึง ภายใต้เงื่อนไขว่า ปตท. และหน่วยงานรัฐ จะถือหุ้นร้อยละ 45.0 – 49.99 การถือหุ้นของบุคคลต่างด้าวทั้งหมดไม่เกินร้อยละ 25.0 และการถือหุ้นของ ผู้ถือหุ้นรายบุคคลสัญชาติต่างด้าวไม่เกินร้อยละ 3.0 ต่อราย และ (4) การปรับโครงสร้างธุรกิจน้ำมันจะช่วยเพิ่มความชัดเจนและความโปร่งใสในสายตาสาธารณชนต่อการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท. สอดคล้องกับบทบัญญัติแห่งร่างรัฐธรรมนูญใหม่ปี 2559 ที่รัฐจะไม่แข่งขันกับเอกชน ส่งเสริมและกระตุ้นตลาดทุนไทย เพิ่มรายได้ภาษีให้แก่รัฐ และเพิ่มประสิทธิภาพการกำกับดูแลและบริหารจัดการกิจการในกลุ่ม ปตท.
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ในกรณีของ PTTOR สอดคล้องกับบทบัญญัติ แห่งร่างรัฐธรรมนูญปี 2559 ที่กำหนดว่า รัฐต้องไม่ประกอบกิจการที่มีลักษณะเป็นการแข่งขันกับเอกชน เว้นแต่กรณีที่มีความจำเป็นเพื่อประโยชน์ในการรักษาความมั่นคงของรัฐ การรักษาประโยชน์ส่วนรวม การจัดให้มีสาธารณูปโภค หรือการจัดทำบริการสาธารณะ ดังนั้น ในธุรกิจที่เปิดเสรีเต็มรูปแบบแล้ว เช่น ธุรกิจค้าปลีกน้ำมันของ ปตท. ควรปรับโครงสร้างให้มีสิทธิเทียบเท่าเอกชนรายอื่น และไม่มีสิทธิพิเศษใดๆ รวมทั้งสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน พ.ศ. 2559 - 2563 ด้านการกำกับดูแลกิจการพลังงานและราคาพลังงาน ที่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน สนับสนุนให้มีผู้เล่นรายใหม่ ประชาชนเข้าถึงพลังงานในราคาที่เหมาะสม เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้ กิจการที่ ปตท. จะโอนไป PTTOR เป็นธุรกิจค้าปลีกน้ำมันเป็นหลัก รวมถึงการค้า LPG ซึ่งปัจจุบันมีเอกชนที่ดำเนินธุรกิจเช่นเดียวกันนี้ประมาณ 40 ราย ถือได้ว่ามีการแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบแล้ว และภาครัฐมีกลไกการกำกับดูแลอย่างชัดเจนผ่าน กบง. และกรมธุรกิจพลังงาน โดยทรัพย์สิน หน้าที่หรือสิทธิของ ปตท. ใดที่ได้มาในฐานะหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ หรืออาจมีผลต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ก็จะยังให้คงอยู่ที่ ปตท. เช่น หน้าที่ในการขายน้ำมันแก่หน่วยงานภาครัฐ โดยวิธีกรณีพิเศษ เป็นต้น
3.2 ตามที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ได้เสนอเรื่องขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ใน 3 ประเด็น ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นดังนี้
3.2.1 ประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้ จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เนื่องจากภาครัฐมีเครื่องมือทางกฎหมายและกลไกการกำกับดูแลที่เพียงพอและชัดเจนแล้ว ดังนี้ (1) ด้านปริมาณ เช่น มี พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งกำหนดปริมาณการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง มี พ.ร.ก. แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 เช่น มาตรการห้ามส่งออก มี พ.ร.บ. ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ซึ่งกำกับดูแลให้มีการผลิตและจำหน่ายให้เพียงพอต่อความต้องการของประชาชน และ PTTOR ต้องมีหน้าที่สำรองน้ำมันตามกฎหมายเช่นเดียวกับผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 รายอื่น (2) ด้านราคา ปัจจุบันภาครัฐมีกลไกกำกับดูแลความมั่นคงทางพลังงานด้านราคา เช่น พ.ร.บ. คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ร่าง พ.ร.บ.กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ใช้เป็นกลไกในการรักษาเสถียรภาพราคา การสร้างส่วนต่างราคาเพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาสำหรับผู้มีรายได้น้อย รวมทั้ง พ.ร.บ. ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ซึ่งสามารถกำหนดหลักเกณฑ์ราคาเพื่อไม่ให้สินค้ามีราคาสูงหรือต่ำเกินสมควร เป็นต้น (3) ด้านโครงสร้างพื้นฐาน โดย ปตท. จะโอนคลังน้ำมันและคลังก๊าซให้ PTTOR เพื่อการค้าและสำรองน้ำมันเช่นเดียวกับผู้ค้ามาตรา 7 รายอื่น ยกเว้นคลังก๊าซ LPG ในจังหวัดชลบุรี (คลังก๊าซเขาบ่อยาและบ้านโรงโป๊ะ) ซึ่งเป็นส่วนเชื่อมต่อโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะให้คงไว้ที่ ปตท. เพื่อสนับสนุนนโยบายเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ของภาครัฐ และ (4) หน้าที่และสิทธิของ ปตท. โดย ปตท. จะยังจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ หากต้องการใช้สิทธิซื้อด้วยวิธีกรณีพิเศษ การดำเนินการในลักษณะการซื้อขายรัฐต่อรัฐ มีหน้าที่ต้องจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที หากเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานการณ์ฉุกเฉินต่างๆ ภายใต้การกำกับดูแลของ กบง. รวมถึง ปตท. จะยังคงสิทธิ์ในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด นอกจากนี้ ในส่วนที่ ปตท. ได้รับยกเว้นภาษีป้ายในปัจจุบัน เมื่อ ปตท. ได้โอนทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจน้ำมันและค้าปลีกไปยัง PTTOR แล้ว PTTOR จะไม่ได้รับยกเว้นภาษีป้ายอีกต่อไป ดังนั้น PTTOR จะไม่มีสิทธิพิเศษใดๆเหนือกว่าผู้ค้าปลีกน้ำมัน หรือผู้ค้ามาตรา 7 รายอื่น
3.2.2 กรณีความกังวลเรื่องทรัพย์สินของชาติสูญหาย โดย คำว่า “ทรัพย์สินของชาติ” ในความหมายของ สตง. หมายถึง ทรัพย์สินทุกชนิดของรัฐไม่ว่าจะเป็นที่กระทรวงการคลังไปลงทุนจะเป็นตัวหุ้นหรือทรัพย์สินใดก็ตามถือเป็นทรัพย์สินชาติทั้งสิ้น ซึ่ง สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงาน กกพ. กรมธนารักษ์ กรมการพลังงานทหาร กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน และ ปตท. เพื่อตรวจสอบเรื่อง “สาธารณสมบัติของแผ่นดิน” ตามคำนิยามของกรมธนารักษ์ (มาตรา 1304 ประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์) และตาม คำพิพากษาศาลปกครองสูงสุดในคดีหมายเลขแดงที่ ฟ. 35/2550 โดย ปตท. ได้รายงานว่าได้ดำเนินการแบ่งแยกและส่งมอบทรัพย์สินซึ่งเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินและเป็นที่ราชพัสดุที่ได้มาจากการใช้อำนาจมหาชนบังคับแก่ที่ดินของเอกชนและจ่ายค่าทดแทนโดยใช้ทรัพย์สินของรัฐให้แก่กระทรวงการคลังแล้ว สำหรับการที่ ปตท. จะโอนหุ้นของบริษัทที่ประกอบธุรกิจด้านการขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมทางท่อ เช่น บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (Thappline) บริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ให้ PTTOR นั้น ไม่ปรากฏว่า ทั้งสองบริษัท มีทรัพย์สินที่อาจถูกถือเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินตามคำนิยามของกรมธนารักษ์และ คำพิพากษาของศาล ในส่วนทรัพย์สินที่อยู่ในความดูแลของกรมธนารักษ์ตามสัญญาเช่าใช้ที่ดินราชพัสดุ ปตท. จะให้ PTTOR เช่าช่วงต่อแทน ดังนั้น การปรับโครงสร้างจะไม่ทำให้ทรัพย์สินของ ปตท. สูญหาย เนื่องจาก PTTOR จะต้องชำระค่าตอบแทนจากการรับโอนกิจการภายใต้การปรับโครงสร้างดังกล่าวให้ ปตท. นอกจากนี้ การปรับโครงสร้างจะทำให้ภาครัฐได้รับมูลค่าเพิ่มจากกำไรที่ ปตท. จะได้รับจากการโอนทรัพย์สินไปยัง PTTOR ในรูปของภาษีเงินได้และภาษีอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องจากการโอนทรัพย์สินและการเสนอขายหุ้นต่อประชาชนทั่วไปเป็นครั้งแรกของ PTTOR และมูลค่าที่จะเพิ่มขึ้นจากการที่ PTTOR เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ รวมถึงมูลค่าหุ้นที่เพิ่มขึ้น ซึ่งจะเป็นประโยชน์โดยตรงต่อกระทรวงการคลังในฐานะผู้ถือหุ้นใหญ่ของ ปตท. ดังเช่น อดีตที่ผ่านมาของรัฐวิสาหกิจหรือบริษัทที่รัฐถือหุ้นทั้ง 4 แห่ง ได้แก่ ปตท. บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (EGCO) และ บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (RATCH)
3.2.3 สตง. เห็นว่า ปตท. ควรถือหุ้นในบริษัทลูกเกินกว่าร้อยละ 50 ทั้งนี้ ที่ผ่านมาบริษัทในกลุ่มที่ ปตท. ถือหุ้น หากบริษัทมีความพร้อม ปตท. จะลดสัดส่วนการถือหุ้นให้ต่ำกว่าร้อยละ 50 เพื่อให้สอดคล้องกับบทบัญญัติแห่งร่างรัฐธรรมนูญใหม่ปี 2559 ที่รัฐจะไม่แข่งขันกับเอกชน นอกจากนี้ ภาครัฐ มียุทธศาสตร์การลงทุนของประเทศในด้านอื่นๆ เพื่อพัฒนาประเทศ ดังนั้นธุรกิจที่มีการแข่งขันอย่างเสรีและ มีกลไกการกำกับดูแลโดยภาครัฐอย่างชัดเจน และเอกชนสามารถลงทุนแข่งขันกันในตลาดเพียงพอกับการให้บริการประชาชนได้อยู่แล้ว ก็อาจจะไม่มีความจำเป็นที่รัฐที่จะต้องลงทุนรับซื้อหุ้นเพื่อเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป
2. เห็นชอบประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ที่เสนอว่าการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงาน