มติกพช.กบง. (472)
กพช. ครั้งที่ 155 วันศุกร์ที่ 5 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 155)
วันศุกร์ที่ 5 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564 เวลา 14.00 น.
2. รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2564
8. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
9. ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563-2567
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติรับทราบรายงานผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และวันที่ 30 กันยายน 2563
2. สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และวันที่ 30 กันยายน 2563 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) จัดส่ง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2562 และ ปี 2563 กองทุนฯ มีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 28,085.17 ล้านบาท และ 26,328.54 ล้านบาท ตามลำดับ และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงินปี 2562 และ ปี 2563 กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 6,358.40 ล้านบาท และ 1,758.88 ล้านบาท ตามลำดับ โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า รายงานการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 และวันที่ 30 กันยายน 2563 และผลการดำเนินงานสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด ยกเว้นผลกระทบของเรื่องที่กล่าวไว้ในวรรคเกณฑ์ในการแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไข การแสดงข้อมูลที่ขัดต่อข้อเท็จจริงอันเป็นสาระสำคัญ
3. ปีงบประมาณ 2562 กองทุนฯ มีการเบิกค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ จำนวน 626 โครงการ เป็นเงินจำนวน 10,903.75 ล้านบาท โดยปรับปรุงลดยอดบัญชีค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ และรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้าในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 93 โครงการ เป็นเงินจำนวน 191.59 ล้านบาท คงเหลือที่ไม่ได้ปรับปรุงรายการบัญชี จำนวน 533 โครงการ เป็นเงินจำนวน 10,623.23 ล้านบาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 ส.กทอ. รายงานการรับจ่ายเงินกองทุน ดังนี้ (1) ในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 356 โครงการ เป็นค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ เป็นเงิน 681.47 ล้านบาท ที่จะต้องรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้า ณ สิ้นปีงบประมาณ เป็นเงิน 295.55 ล้านบาท ไม่ส่งรายงานการรับจ่ายเงินกองทุน จำนวน 9 โครงการ และ (2) โครงการที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เบิกจ่ายเงิน จำนวน 168 โครงการ เป็นเงิน 9,931.94 ล้านบาท ในส่วนปีงบประมาณ 2563 กองทุนฯ มีการเบิกค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ จำนวน 699 โครงการ เป็นเงินจำนวน 5,374.28 ล้านบาท โดยปรับปรุงลดยอดบัญชีค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ และรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้าในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 315 โครงการ เป็นเงินจำนวน 353.77 ล้านบาท คงเหลือที่ไม่ได้ปรับปรุงรายการบัญชี จำนวน 384 โครงการ เป็นเงินจำนวน 3,578.68 ล้านบาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 ส.กทอ. รายงานการรับจ่ายเงินกองทุน ดังนี้ (1) ในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 113 โครงการ เป็นค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ เป็นเงิน 579.64 ล้านบาท ที่จะต้องรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้า ณ สิ้นปีงบประมาณ เป็นเงิน 43.83 ล้านบาท ไม่ส่งรายงานการรับจ่ายเงินกองทุน หรือส่งรายงานไม่ถูกต้อง จำนวน 229 โครงการ เป็นเงิน 1,947.22 ล้านบาท และ (2) โครงการที่ พพ. และ สนพ. เบิกจ่ายเงิน จำนวน 42 โครงการ เป็นเงิน 1,083.03 ซึ่ง ส.กทอ. อยู่ระหว่างการจัดทำข้อมูลที่ปิดโครงการและส่งคืนเงินกองทุนในปีงบประมาณ 2563 และปีงบประมาณ 2564 และขอข้อมูลโครงการที่ยังไม่ปิดโครงการหรืออยู่ระหว่างดำเนินโครงการ เพื่อประกอบการชี้แจงตามข้อเสนอแนะการตรวจสอบการเงินของ สตง. สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2563 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. ปีงบประมาณ 2564 ในช่วงวันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 กบน. รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานฯ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติงบประมาณการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2565 จำนวน 206,698,814.40 บาท (2) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ในการรักษาเสถียรภาพระดับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 3 ครั้ง (3) ประกาศการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซ LPG จำนวน 26 ฉบับ (4) จัดเตรียมมาตรการจากสถานการณ์ที่กองทุนเริ่มขาดสภาพคล่องทางการเงิน โดยจัดทำร่างหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสริมสภาพคล่องทางการเงินของกองทุนหากมีความจำเป็นต้องกู้เงิน และโครงการการช่วยเหลือราคา LPG ภาคครัวเรือน เนื่องจากผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพื่อขอรับการสนับสนุนโครงการตามบัญชีท้ายพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงิน เพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคมจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 และ (5) สภาพคล่องกองทุนฯ เดือนกันยายน 2564 มีเงินจ่ายออกเดือนละ 2,237 ล้านบาท ฐานะกองทุนฯ สุทธิ 11,441 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 28,872 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 17,431 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 - 2567 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) เสนอ ดังนี้ (1) ปรับลดการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงจาก 0.10 บาทต่อลิตร เป็น 0.05 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 ปี เพื่อลดภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (2) ปรับกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 - 2567 จากประมาณการรายรับที่คาดว่าจะลดลงเนื่องจากมาตรการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ และเป้าหมายการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าที่อาจทำให้ความต้องการใช้น้ำมันสำหรับรถยนต์ลดลง โดยคงเหลือกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีละ 4,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 12,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานและกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว
3. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 - 2567 ในวงเงินปีละ 4,000 ล้านบาท วงเงินรวมทั้งหมด 12,000 ล้านบาท ประกอบด้วย 2 แผนงาน ได้แก่ แผนงานที่ 1 แผนอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน วงเงินปีละ 3,850 ล้านบาท ประกอบด้วย กลุ่มงานตามกฎหมาย 100 ล้านบาท กลุ่มงานสนับสนุนนโยบายอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน 250 ล้านบาท กลุ่มงานศึกษา ค้นคว้าวิจัย นวัตกรรม และสาธิตต้นแบบ 150 ล้านบาท กลุ่มงานสื่อสาร และข้อมูลข่าวสาร 150 ล้านบาท กลุ่มงานพัฒนาบุคลากร 150 ล้านบาท กลุ่มงานส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม อุตสาหกรรมขนาดเล็ก (SMEs) อาคาร บ้านอยู่อาศัย ภาคขนส่ง ธุรกิจฟาร์มเกษตรสมัยใหม่ และพื้นที่พิเศษ 1,060 ล้านบาท และกลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก 1,990 ล้านบาท และแผนงานที่ 2 แผนบริหารจัดการ ส.กทอ. วงเงิน 150 ล้านบาท เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน ดังนี้ 1) การสร้างงานและสร้างรายได้ด้านพลังงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2563 เรื่อง กรอบนโยบายการฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในด้านต่างๆ ซึ่งได้กำหนดหลักการมุ่งเน้นการฟื้นฟูและสร้างเศรษฐกิจภายในประเทศเป็นหลัก มุ่งเน้นกิจกรรมที่ก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างอาชีพสามารถรองรับแรงงานส่วนเกินที่อพยพกลับท้องถิ่นและชุมชน การบูรณาการระหว่างหน่วยงานทั้งในด้านกำลังคน แผนงานโครงการและการลงทุน และการมีส่วนร่วมของภาคประชาชนในพื้นที่และภาคส่วนอื่นๆ ในสังคม เช่น ภาคเอกชน มูลนิธิ และภาควิชาการ และ 2) การเตรียมความพร้อมผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2563 หรือ Building Energy Code (BEC) ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2563 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2563 โดยมีผลบังคับใช้ในปัจจุบัน ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ต้องจัดเตรียมงบประมาณในการสร้างความพร้อมการกำกับดูแลในระยะยาว ทั้งนี้ ประมาณการกระแสเงินสดสำหรับกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ จากการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ปี 2565 - 2567 ในอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร โดยประมาณการสถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 ณ วันที่ 30 กันยายน 2566 และ ณ วันที่ 30 กันยายน 2567 ที่ 26,662 ล้านบาท 18,822 ล้านบาท 14,455 ล้านบาท และ 12,005 ล้านบาท ตามลำดับ โดยมีกรอบระยะเวลาการดำเนินการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 ถึงปี 2567 คาดว่าจะสามารถเริ่มต้นโครงการประจำปี 2565 ได้ในช่วงต้นเดือนมีนาคม 2565
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ กพช. พิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 ปี และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำร่างประกาศ กพช. เพื่อเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป และ (2) ขอความเห็นชอบร่างแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2567 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนและกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวม 12,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.005 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 1 ปี และอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ถัดไป โดยเมื่อครบ 3 ปีแล้วคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จะกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานใหม่ให้เหมาะสมต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2564 ต่อไป
3. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2567 และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนและกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวม 12,000 ล้านบาท
4. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว โดยตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ผลิตภัณฑ์ ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์)
2. การออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งกฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ดำเนินการ โดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ พพ. ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านมาตรฐานกับ สมอ. โดยด้านการกำหนดมาตรฐาน ให้ พพ. จัดทำร่าง มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน หรือร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ แล้วนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนดให้ต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. แล้ว จำนวน 61 ฉบับ โดย สมอ. ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 23 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 4 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 19 ฉบับ
3. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่าง มอก. โดยร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ ความชำนาญในแขนงต่างๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการจัดทำร่างฯ และการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตลอดกระบวนการ ตามขั้นตอนดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 มกราคม 2558 และวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2558 และวันที่ 15 กันยายน 2559 (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2559 และวันที่ 10 สิงหาคม 2560 (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2564 (5) กพช. พิจารณาเห็นชอบ (6) คณะรัฐมนตรี พิจารณาเห็นชอบ(7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ตรวจร่างกฎกระทรวงฯ (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนามเสนอลงประกาศราชกิจจานุเบกษา (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านขั้นตอนที่ 2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
4. พพ. ขอเสนอร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของปั๊มความร้อน ให้กำหนดตามขนาดกำลังความร้อนของปั๊มความร้อนที่ผู้ผลิตระบุ โดยขนาดกำลังความร้อน 4 ถึง 36 กิโลวัตต์ความร้อน ให้กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน 3.0 ถึง 4.0 (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฟิล์มติดกระจก ให้กำหนดตั้งแต่ 0.45 ถึง 0.30 (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฉนวนอุตสาหกรรม ให้กำหนดตามชนิด ความหนาแน่น และความหนาของฉนวนอุตสาหกรรมที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ ชนิดที่ 1 ฉนวนใยแก้ว ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.57 ถึง 0.74 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นน้อยกว่าหรือเท่ากับ 24 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.91 ถึง 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่น 32 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.01 ถึง 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.19 ถึง 1.59 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ชนิดที่ 2 ฉนวนใยหิน ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.58 ถึง 0.81 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.12 ถึง 1.41 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเตารังสีอินฟราเรด ให้กำหนดตั้งแต่ร้อยละ 55 ถึงร้อยละ 74 และ (5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของพัดลมอุตสาหกรรม ให้กำหนดตั้งแต่ FEG67 ถึง FEG90
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูง ฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง และพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
2. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PLL) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และให้ ปตท. ลงนามในสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงข้อความในสัญญาดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL โดยมีคู่สัญญา ได้แก่ ผู้ขาย คือ บริษัท PETRONAS LNG LTD. และผู้ซื้อ คือ ปตท. ปริมาณซื้อขายรายปี (Annual Contracted Quantity: ACQ) ในปี 2560 ไม่เกินจำนวน 0.36 ล้านตันต่อปี ปี 2561 จำนวน 0.8 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป จำนวน 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560 โดยปีสัญญามกราคมถึงธันวาคม อายุสัญญา 15 ปี และขยายได้อีก 5 ปี โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน ในส่วน Contract Price หากราคา Japan Crude Cocktail (JCC) ต่ำกว่า 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ และหาก JCC มากกว่าหรือเท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซธรรมชาติ (hybrid) ทั้งนี้ การเจรจาทบทวนสูตรราคา (Price Review) 2 ครั้งในปีที่ 5 และปีที่ 10 ของอายุสัญญา คือ ปี 2565 และปี 2570
2. การเจรจาทบทวนราคา LNG ของ ปตท. กับบริษัท PLL มีดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคา LNG ตลาดโลกตั้งแต่ปี 2560 ถึงปี 2563 ที่มีแนวโน้มคลายตัวลง เนื่องจากมีอุปทาน LNG เพิ่มขึ้นจากโครงการผลิต LNG ใหม่ในประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ตลาด LNG อยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์ ปตท. จึงเห็นโอกาสเจรจา Price Review กับบริษัท PLL ภายใต้เงื่อนสัญญา เพื่อปรับลดราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวลงตามสถานการณ์ตลาด และจากประมาณการแนวโน้มราคาในปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่าตลาด LNG มีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ได้ดีขึ้น ส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ อีกทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมจึงส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้ตลาดมีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในทางกลับกัน ตลาดมีอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG อย่างจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ราคา LNG จึงมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยบริษัท PLL อาจขอเจรจา Price Review ครั้งที่ 2 ในปี 2569 เพื่อปรับราคา LNG เพิ่มขึ้นตามสภาวะตลาด (2) วันที่ 30 ธันวาคม 2563 ปตท. ได้ยื่นหนังสือ Price Review Notice ให้บริษัท PLL เพื่อขอเจรจาทบทวนสูตรราคา ครั้งที่ 1 ตามเงื่อนไขสัญญา เนื่องจากประเมินว่าจะสามารถปรับลดราคาลงได้ (3) เงื่อนไขในสัญญา LNG SPA ระบุว่าหากคู่สัญญาไม่สามารถตกลงราคาใหม่ได้ภายใน 180 วัน นับจากวันที่ยื่นหนังสือ Price Review Notice คือวันที่ 30 มิถุนายน 2564 คู่สัญญามีสิทธิ์ขอเข้าสู่กระบวนการ Expert หรือ Arbitration ซึ่งเงื่อนไขสัญญากำหนดให้สามารถเปลี่ยนแปลงราคาสุดท้ายได้ไม่เกินบวก/ลบ ร้อยละ 7 จากราคาเดิม ปตท. และบริษัท PLL จึงได้เสนอเจรจาลดราคาลงจากเดิมร้อยละ 7 ซึ่งเทียบเท่าส่วนลดสูงสุดของกระบวนการ Expert หรือ Arbitration เพื่อหลีกเลี่ยงการเข้าสู่กระบวนการดังกล่าวซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูง และอาจส่งผลต่อธุรกิจและความสัมพันธ์ระหว่าง ปตท. และบริษัท PLL ในอนาคต โดยมีข้อสรุปผลการเจรจาในการปรับลดสูตรราคา LNG SPA ลงเฉลี่ยร้อยละ 7 และคงระดับ Kink Point ที่ JCC เท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปตท. และบริษัท PLL ต้องลงนามแก้ไขสัญญาภายในปี 2564 เพื่อให้ราคาใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2565 จนถึงกำหนด Price Review ครั้งต่อไป (4) ผลการเจรจาครั้งนี้สามารถลดต้นทุนการจัดหา LNG ลงประมาณ 900 ถึง 1,000 ล้านบาทต่อปี หรือรวมประมาณ 4,500 ถึง 5,000 ล้านบาท ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2569 หรือลดต้นทุนค่า Ft ประมาณ 0.42 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นประโยชน์กับประเทศ (5) วันที่ 19 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้เห็นชอบผลการเจรจา Price Review และการแก้ไขสัญญากับบริษัท PLL และให้ ปตท. ขอความเห็นชอบจากภาครัฐต่อไป และ (6) เนื่องด้วยการจัดหาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวของ ปตท. กับบริษัท PLL ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ดังนั้น การแก้ไขสัญญาใหม่ตามเงื่อนไข Price Review จึงต้องให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป
3. เมื่อที่ 27 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. และมีความเห็นดังนี้ (1) การทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลวจากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวระหว่างบริษัท PETRONAS LNG LTD. กับ ปตท. เป็นไปตามเงื่อนไขการทบทวนราคา LNG ตามกรอบและช่วงเวลาที่กำหนดในสัญญา LNG SPA ซึ่ง ปตท. ได้เจรจาปรับลดราคาได้สูงสุดตามกรอบของเงื่อนไขสัญญาที่ได้กำหนดไว้แล้ว คือ ลดลงร้อยละ 7 (2) เพื่อให้การพิจารณาให้ความเห็นโครงการ/การปฏิบัติตามสัญญาต่างๆ ในครั้งต่อๆ ไป เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ละเอียด รอบคอบ เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ส่งข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับโครงการ/สัญญาต่างๆ ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาให้ความเห็น และ (3) ให้ ปตท. นำเสนอแนวทางการเจรจาก่อนเริ่มต้นการเจรจาสัญญาในครั้งต่อไป ซึ่ง กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ได้มีมติเห็นชอบให้ ปตท. ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจา Price Review ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช. และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจาทบทวนราคา (Price Review) ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. ให้กระทรวงพลังงานรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานเกิดประสิทธิภาพสูงสุด โดยภายใต้ Gas Plan 2018 ประเทศไทยจะมี LNG Terminal ที่เป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 4 โครงการ กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซรวมอยู่ที่ 34.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 และสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง [T-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 11.5 ล้านตันต่อปี (2) โครงการ LNG Terminal บ้านหนองแฟบ จังหวัดระยอง [T-2] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 7.5 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 15 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 (3) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 และ (4) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี
2. เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในสัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบจังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี [T-2] และให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ซึ่งจากมติดังกล่าวส่งผลให้ Gas Plan 2018 ของประเทศไทยมีโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 3 โครงการมีกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซลดลง 5 ล้านตันต่อปี โดยเหลืออยู่ที่ 29.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570ทั้งนี้ สามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 42.5 ล้านตันต่อปี
3. โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 มีรายละเอียดการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติในหลักการโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 และให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) จัดทำรายละเอียดการดำเนินการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดให้ครอบคลุมพื้นที่โครงการ และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนดำเนินโครงการในขั้นตอนต่อไป ซึ่งตามเอกสารแนบท้ายสัญญาร่วมทุนตามมติคณะรัฐมนตรี กนอ. ประสงค์จะร่วมลงทุนกับเอกชนแบ่งเป็น 2 ช่วง ได้แก่ ช่วงที่ 1 งานส่วนโครงสร้างพื้นฐาน และงานส่วนการก่อสร้างท่าเรือ ในส่วนของงานท่าเรือก๊าซ (LNG Terminal) และการประกอบกิจการที่เกี่ยวข้อง และช่วงที่ 2 จะเริ่มคัดเลือกเอกชน เมื่อ กนอ. และคณะกรรมการคัดเลือกของโครงการกำหนดระยะเวลาที่เหมาะสมต่อมา เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) เกี่ยวกับผลการคัดเลือกเอกชน และผลการเจรจาโครงการ โดยเอกชนที่ผ่านการคัดเลือกเป็นคู่สัญญาในการพัฒนาโครงการ ได้แก่ กลุ่มกิจการร่วมค้ากัลฟ์ และพีทีที แทงค์ ซึ่งปัจจุบันคือบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด จากนั้น เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG terminal ในพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2562 และวันที่ 15 ตุลาคม 2564 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานบรรจุโครงการ LNG Terminal ดังกล่าวไว้ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศเป็นการเร่งด่วนภายในเดือนตุลาคม 2564 รวมทั้งพิจารณาให้การสนับสนุนและดำเนินงานส่วนที่เกี่ยวข้อง อาทิ การออกใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้อง การอนุมัติอัตราค่าบริการ และการตกลงใช้บริการ LNG Terminal เพื่อให้เอกชนคู่สัญญาสามารถพัฒนาโครงการในส่วนที่เกี่ยวข้องได้อย่างต่อเนื่อง และให้โครงการเร่งด่วนใน EEC Project List สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดและเปิดใช้บริการได้ภายในปี 2569 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นแก่ผู้ลงทุนทั้งในและต่างประเทศและเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน
4. โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง มีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด ภายใต้สัญญาร่วมลงทุนโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) กับ กนอ. (2) สถานที่ตั้ง ในพื้นที่ถมทะเลท่าเรือก๊าซ ของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 3 ช่วงที่ 1 ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง (3) ความสามารถในการแปรสภาพก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี (4) วงเงินลงทุนของโครงการ ประมาณ 35,000 ล้านบาท และ (5) กำหนดแล้วเสร็จ ปี 2569 คือ 5 ปี ภายหลังจากเริ่มงานถมทะเลตามขอบเขตสัญญาร่วมลงทุน
5. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาเรื่อง โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง และมีความเห็น ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ได้บรรจุอยู่ใน Gas Plan 2018 ซึ่งได้พิจารณาความเหมาะสมของการใช้ (Demand) และการจัดหา (Supply) ด้าน LNG ของประเทศไว้แล้ว (2) การพิจารณาในประเด็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ ควรมีการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติและมีแผนรองรับการเชื่อมโยงโครงข่ายให้เกิดความคล่องตัวในการใช้งานร่วมกับ Terminal อื่นๆ ด้วย และ (3) กกพ. จะกำกับดูแลการอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน อัตราค่าบริการ มาตรฐานทางวิศวกรรมและความปลอดภัย และด้านอื่นๆ ของโครงการดังกล่าว ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 กำหนด
6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้ (2.1) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด และ (2.2) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพและมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกันตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และให้กระทรวงพลังงานนำความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินงาน ดังนี้
2.1 ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด
2.2 ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ซึ่งจะมีการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาวและเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือในการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า โดยมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 5,421เมกะวัตต์ จำนวน 10 โครงการ และโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งสิ้น 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ประมาณ 3,065 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งความประสงค์เสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ จำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติและพิจารณาการขยายกรอบ MOU ซึ่งที่ประชุมได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ และรับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อใน MOU และให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าให้กระทรวงพลังงานเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบางแล้ว และได้มีมติเห็นชอบว่าทั้ง 4 โครงการมีคุณสมบัติครบถ้วนตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว และเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเจรจาจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ซึ่งการเจรจาจัดทำร่าง Tariff MOU สำหรับโครงการประเภท Run off river ต้องระบุเงื่อนไขให้ผู้พัฒนาโครงการรับผิดชอบในการเยียวยาผลกระทบต่อประเทศไทยทั้งด้านสังคมและสิ่งแวดล้อมซึ่งอาจเกิดขึ้นจากการดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการผลิตไฟฟ้าด้วย ต่อมา กฟผ. ได้เจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้วเสร็จ และคณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU ของทั้ง 3 โครงการ และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว อย่างไรก็ดี ภายใต้กรอบ MOU ปัจจุบันสามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ ซึ่งปริมาณเสนอขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงปากลาย รวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ ทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ ซึ่งน้อยกว่าปริมาณเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบางที่เสนอขาย 1,400 เมกะวัตต์ จึงอาจจะเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบ MOU ในส่วนที่เกิน 9,000 เมกะวัตต์ คู่ขนานกันไป ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ซึ่งเป็นโครงการที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ดำเนินโครงการโดยใช้เงินกู้จากรัฐบาลจีนทั้งหมด โดยหลังจากลงนาม Tariff MOU แล้ว EDL จะขายหุ้นโครงการให้กับนักลงทุน ซึ่งตามแผนแล้วบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) จะเข้าไปซื้อหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 25 แต่ขณะนี้ยังไม่ทราบมูลค่าที่แท้จริงของโครงการ คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงมีข้อเสนอแนะให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงนาม Tariff MOU เพื่อเป็นประโยชน์ต่อฝ่ายไทย
3. องค์การยูเนสโก (UNESCO) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าคณะกรรมการมรดกโลกเรียกร้องขอให้ สปป. ลาว หยุดการก่อสร้างโครงการหลวงพระบางจนกว่าจะมีการจัดทำการประเมินผลกระทบมรดกโลก (Heritage Impact Assessment : HIA) เสนอ World Heritage Center พิจารณาก่อนดำเนินโครงการ จึงขอความอนุเคราะห์ประเทศไทยดำเนินการให้สอดคล้องอนุสัญญาว่าด้วยการคุ้มครองมรดกโลกทางวัฒนธรรมและธรรมชาติปี พ.ศ. 2515 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือกับกระทรวงการต่างประเทศ (กต.) และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) และมีมติให้กระทรวงพลังงานสามารถดำเนินการเจรจา Tariff MOU ในรายละเอียดไปพลางก่อน คู่ขนานกับที่ สปป. ลาว จัดทำและเสนอ HIA ต่อคณะกรรมการมรดกโลก คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงได้มีมติให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบาง คู่ขนานกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการ จากนั้นจึงเสนอให้ กพช. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางต่อไป
4. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว และการขยายกรอบ MOU ระหว่างไทยกับ สปป. ลาว และได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการต้องจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน กฟผ. จึงจะลงนาม Tariff MOU ได้ โดยให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้อย่างเหมาะสม แต่ต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า รวมทั้งเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
5. สรุปรายละเอียดโครงการและการดำเนินการเกี่ยวกับการเจรจาและจัดทำ Tariff MOU ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการ คือ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) ร่วมกับ EGATi และ EDL ตั้งอยู่บนแม่น้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 468.78 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้ำ (Reservoir) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 2,083 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2569 (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. (CDTO) และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 (3) โครงการปากลาย ผู้พัฒนาโครงการ คือ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited (SHK) และ GULF ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงไซยะบุรี สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 763 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,010 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2575 และ (4) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power, PT (Sole) Company Limited, Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573
6. โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาแล้วเสร็จ และร่าง Tariff MOU ดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของ อส. แล้ว สำหรับโครงการหลวงพระบาง คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า โดยราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE+SE) Levelised Tariff excluding UOP เท่ากับ 2.6382 บาทต่อล้านหน่วย(GWh) และมอบหมายให้ กฟผ. ไปดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบาง คู่ขนานกับที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการ จากนั้นจึงเสนอให้ กพช. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางต่อไป โดยสรุปข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้ามีดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ปริมาณเสนอขาย 468.78 เมกะวัตต์ กำหนด COD เดือนมกราคม 2569 ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย 2.8934 บาทต่อหน่วย (2) โครงการปากแบง ปริมาณเสนอขาย 897 เมกะวัตต์ COD เดือนธันวาคม 2571 ค่าไฟฟ้า 2.7962 บาทต่อหน่วย และ (3) โครงการปากลาย ปริมาณเสนอขาย 763 เมกะวัตต์ COD เดือนมกราคม 2575 ค่าไฟฟ้า 2.9426 บาทต่อหน่วย
7. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการดังนี้ (1) ลงนามTariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้ลงทุนจะต้องจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน ถึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU และ (2) ดำเนินการเจรจาในรายละเอียดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย โดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการดำเนินการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบ เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้ครบตามกรอบ MOU ฉบับปัจจุบันก่อน แล้วจึงเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอีกครั้งหนึ่ง ซึ่งปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ แต่หลังจากที่ กพช. เห็นชอบให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ซึ่งมีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์แล้ว จะทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้ตามกรอบ MOU เดิมอีกเพียง 937 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการ จากนั้นจึงเสนอให้ กพช. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางต่อไป และ (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจาก สปป. ลาว สอดคล้องตามกรอบแผนพลังงานชาติ ที่จะทำให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว ตามที่ได้ขอรับการสนับสนุนในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจ รวมทั้งเป็นการสร้างความสัมพันธ์อันดีกับ สปป. ลาว ดังนั้น จึงเห็นควรขอความเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับการเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง โดยปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณความมั่นคงในการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงจะสามารถลงนามได้
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟ
3. เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือในที่ประชุมที่เห็นว่าข้อเสนอการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอนั้น จะสนับสนุนการบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ของประเทศไทยได้อย่างจำกัด และครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการแค่บางส่วน ดังนั้น ที่ประชุมจึงได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 2/2564 เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้มีการพิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการกับ สปป.ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป.ลาว ซึ่งจะเป็นการปิดความเสี่ยงในการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ ในอนาคต และรักษาความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ ไฟฟ้าจากพลังน้ำมีต้นทุนต่ำกว่าพลังงานสะอาดประเภทอื่น ซึ่งจะเป็นเครื่องมือสำคัญในการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศในอนาคตเมื่อประเทศไทยมีระดับการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ การขยายกรอบดังกล่าวยังอยู่ภายใต้กรอบความมั่นคงทางพลังงาน ที่กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศใดประเทศหนึ่งได้ไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังการผลิตทั้งหมดในระบบ
เรื่องที่ 8 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2012 - 2021 กำหนดเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะ 400 เมกะวัตต์ และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มเป็น 500 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะโดยให้ส่วนเพิ่มราคาซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)ในอัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย และต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากขยะ ดังนี้ (1) ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 6.34 บาทต่อหน่วย กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 แต่ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.82 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี มี FiT Premium 2 ส่วนคือ สำหรับโครงการกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วง 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และสำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะ (หลุมฝังกลบ) อัตรา FiT อยู่ที่ 5.60 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 10 ปี มี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนโดยไม่ต้องผ่านการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อมาเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติกำหนดวัน SCOD เป็นภายในปี 2562 แต่เนื่องจากมีการออกพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศตามแนวทางของกระทรวงมหาดไทยที่เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2558 กำหนดวัน SCOD ดังกล่าวจึงได้เลื่อนเป็นภายในปี 2564 ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 ลงวันที่ 1 ธันวาคม 2559 (สำหรับ VSPP) โดยได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการคัดเลือกจำนวน 11 โครงการ และมีกำหนด SCOD ภายในปี 2564
4. ในส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้พิจารณาข้อเสนอขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) เกี่ยวกับโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 และผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 โดยเห็นชอบให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และ กพช. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ 3.66 บาทต่อหน่วย และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เป็นการทั่วไป กพช. มีมติเห็นชอบในหลักการดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริมลักษณะ Non-firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ 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 (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (5) กำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้พิจารณาข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะที่ได้ดำเนินการจนถึงเดือนพฤษภาคม 2561 มีกำลังการผลิตติดตั้ง 447.48 เมกะวัตต์ และมีมติกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการ อบจ. นนทบุรี 20 เมกะวัตต์ รวมเป็น 467.48 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามกรอบของแผน AEDP 2015 ที่ 500 เมกะวัตต์ และเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวัน SCOD สำหรับ SPP ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการ และข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 สำหรับ VSPP และ SPP รวมทั้งมอบหมาย กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. กรมควบคุมมลพิษ กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้จัดทำแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564) ซึ่งการนำขยะมูลฝอยมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เป็นแนวทางหนึ่งในการบริหารจัดการขยะอย่างเป็นระบบ โดยมีผลพลอยได้เป็นพลังงานไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ซึ่งกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2565
6. เมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2563 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งข้อมูลการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เพื่อประกอบการพิจารณากำหนดนโยบายการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 รวม 21 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 198.30 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 178.32 และต่อมาเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2564 สถ. แจ้งปรับเพิ่มเป็น 23 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 237.80 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งสรุปผลการปฏิบัติราชการของคณะรัฐมนตรีในพื้นที่กลุ่มจังหวัดภาคใต้ฝั่งอันดามัน (ภูเก็ต กระบี่ ตรัง พังงา ระนอง และสตูล) โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2563 มีมติเห็นชอบตามที่สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติเสนอ ซึ่งมีข้อสั่งการที่เกี่ยวกับกระทรวงพลังงาน คือ ผลการดำเนินการและปัญหาของโรงเตาเผาขยะมูลฝอยชุมชน และมีข้อสั่งการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1โดยให้ สนพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าขยะในปี 2564 เพื่อให้สามารถรับซื้อได้ภายในปี 2565
7. กระทรวงพลังงานขอเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกัน ดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุดในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (ข้อมูลตามหนังสือของกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น วันที่ 25 พฤษภาคม 2564) และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการให้บรรลุผลสำเร็จได้ตามเป้าหมายภายใต้แผนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามแผน PDP และเป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยตามแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564)
8. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 เนื่องจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วยและ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ในส่วนของการประกาศรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม ภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ (1) หรือ (2) แล้วแต่กรณี โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าทั้งนี้ อัตราที่ กกพ. ประกาศข้างต้นให้ใช้กับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 โดยโครงการที่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้วให้มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2567 ส่วนโครงการที่ยังไม่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนให้มี SCOD ภายในปี 2568 ทั้งนี้ กำหนดให้มีอายุสัญญา 20 ปี นับจาก SCOD หรือวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วแต่วันใดเกิดขึ้นก่อน
9. การดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี หรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่าน กกพ. มาในครั้งนี้ หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565
2. เห็นชอบข้อเสนอกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
4. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 9 ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563-2567
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ
2. เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้มีมติเห็นชอบให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ในแนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรองรับกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้ ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 โดย สกนช. ได้ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ฯ ดังกล่าว และเห็นควรแก้ไขหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ (จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย” แก้ไขเป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย” ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 กบน. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการ กบน. นำเสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ในหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ ดังนี้
(1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ในข้อ 4 “...จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท...” ออก
(2) แก้ไขข้อ 5 5) เป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย”
2. ให้กระทรวงพลังงานรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 156 วันพฤหัสบดีที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 156)
วันพฤหัสบดีที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.
1. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
4. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
5. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณ การดำเนินการตามแผนดังกล่าว และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ของประเทศไทย (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ ของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อพิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ และกรอบงบประมาณไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รวมทั้งให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต โดยหากมีการเปลี่ยนแปลงที่กระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ
2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
2.1 วิสัยทัศน์ (Vision) คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพ (Goal) รวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค
2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท
2.4 ความมุ่งหมายของแผน ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่างๆ อย่างครบถ้วน และ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและการมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ
3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น
3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศ ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) สอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน ทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติ (ก๊าซฯ) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯ ตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลัง โดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา ปตท. มีการวางท่อส่งก๊าซฯ จากชายแดนไทย-เมียนมา ณ บ้านอีต่อง อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี มายังโรงไฟฟ้าราชบุรีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยช่วงปี 2541 – 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา และต้องจ่ายเงินค่า TOP เนื่องจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลง โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ กฟผ. ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้ (1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หรือสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลาง ในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
2. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท มีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจาก ปตท. นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วน และนำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดแล้ว ทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 ซึ่ง ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้น โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554 บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตาที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศ เปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Ton ส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติมจากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor รวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้
3. รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up ก๊าซฯ ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง
4. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ 7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่าก๊าซฯ ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ และ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานมูลค่าผลประโยชน์จากบัญชี TOP เพิ่มเติมถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท
5. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 พฤศจิกายน 2564 จำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบให้นำเงินดังกล่าวคืนภาครัฐทั้งหมดและนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณานำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จำนวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว ทั้งนี้ ในส่วนของภาระค่า Conversion Factor ให้ ปตท. ไปหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด ไปช่วยอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนที่จะประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ
2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยผลการศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark พบว่าประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าว ส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่นๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้ และจากการประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า LNG จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านทางค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม
3.เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลาง และสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark และนำเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคา (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคา ก๊าซธรรมชาติ และ สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป โดยมีรายละเอียดหลักเกณฑ์ ดังต่อไปนี้
(1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC
PLNG = A x [Oil Marker] + B เป็น Linear หรือ S-Curve
(2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติของ HH
PLNG = C x HH + D เป็น Linear หรือ S-Curve
(3)สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม
PLNG = A x [Oil Marker] + B Oil Marker ≤ E $/barrel
PLNG = Z(A x [Oil Marker] + B) + (1-Z)(C x HH + D) Oil Marker > E $/barrel
โดย
PLNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู
A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx
Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4
B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา
HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4
C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx
D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา
E คือ จุดหักมุม ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขึ้นกับการเจรจา
Z คือ ร้อยละการถ่วงน้ำหนักของสมการในรูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน ขึ้นกับการเจรจา
โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลง จนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market)
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
เรื่องที่ 4 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยเสาหลักของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response and Energy Management System: DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)
2. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงานในช่วงปี 2560 - 2564 ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ปรับแผนการดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต โดยจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ระหว่างปี 2565 - 2566 เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็น และทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมาย โดยเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2564 พน. ได้หารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าวเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
3. กบง. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้เห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้
3.1 แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (Commit Capacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566
3.2 โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator: LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมาย DR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ประเภท 4 และประเภท 5
3.3 รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR) ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียก คือ 13.30 - 16.30 น. และ 19.30 - 22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR) ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. หรือ 19.30 น. - 22.30 น. โดยทั้ง 2 โปรแกรมมีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณกรณีฐาน (Base line) จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน
3.4 แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช. ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3 - 4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC และเริ่มดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า) และประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ ในปี 2566
3.5 การจ่ายผลตอบแทนการตอบสนอง DR และบทปรับ/ลงโทษ ได้แก่ (1) รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ประเมินจากการนำ DR ไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR (2) อัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP2 เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และโปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า AP ส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยัง DR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566 (3) การส่งผ่านค่าตอบแทน DR ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อกระจายสู่ผู้เข้าร่วมโครงการโดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา แหล่งที่มาของค่าตอบแทน DR ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DR เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด (4) สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก
3.6 ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ การทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย การลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย 3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) การสร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท รวมทั้งการเตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ สำหรับผู้เข้าร่วมโครงการผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจะได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ และค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า รวมทั้งเป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจในการสนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
1. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบเป็นระยะๆ เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 - 2574 ต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ
เรื่องที่ 5 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัสเซียไปยังประเทศเยอรมันปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการสถานการณ์การแพร่ระบาดของ โรคติดเชื้อโควิด – 19 ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศ ในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดีความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน
2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมจึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลา ปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ (2) และข้อ (3) นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทาง การบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (3) เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (4) เห็นชอบให้เสนอ กพช. และมอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป (5) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. ได้มีข้อสังเกตต่อแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ดังนี้ (1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้า จากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย (4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
2. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
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 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
กบง. ครั้งที่ 1 - วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2558
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1)
วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2558 เวลา 13.30 น.
1. รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2558
3. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่อง รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. นายวัชระ เพชรทอง ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อศาลปกครองกลาง เรื่องการปรับโครงสร้างราคา ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นส่งผลกระทบต่อประชาชนและไม่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคทั้งประเทศ โดยขอให้เพิกถอนมติ กบง. ที่จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และขอให้ศาลไต่สวนและกำหนดวิธีการชั่วคราวเพื่อระงับการประกาศใช้มติ กบง. ดังกล่าวไว้ชั่วคราวก่อนการพิพากษา ต่อมาเมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2558 ศาลปกครองกลาง ได้มีคำสั่งให้ผู้ถูกฟ้องคดีไปให้ถ้อยคำต่อศาลในวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เพื่อรับฟังข้อเท็จจริงเพิ่มเติมและพิจารณาคำขอให้ศาลมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติของผู้ถูกฟ้องคดี
2. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะกรรมการและเลขานุการ กบง. ได้มอบหมายให้รองผู้อำนวยการ สนพ. (นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ) เป็นผู้ให้ถ้อยคำต่อศาล ในวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 แทน เนื่องจากติดราชการสำคัญ โดยยืนยันว่า การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ในครั้งนี้จะส่งผลให้เกิดสาธารณประโยชน์ สร้างความเป็นธรรมให้แก่ทุกภาคส่วน ยกเลิกการบิดเบือนราคา ลดการชดเชยจากน้ำมันประเภทอื่น (cross subsidy) และทำให้การผลิต การบริโภค และการลงทุนเป็นไปตามกลไกตลาด อย่างที่ควรจะเป็น
3. เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2558 ศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือแจ้งคำสั่งศาล คดีหมายเลขดำที่ 348/2558 คดีหมายเลขแดงที่ 561/2558 โดยศาลมีคำสั่งไม่รับคำฟ้องของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ดไว้พิจารณาและให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความ ทั้งนี้ เหตุผลที่ศาลไม่รับคำฟ้องคือ ผู้ฟ้องคดียังไม่ถือว่าเป็นผู้เดือดร้อนหรือเสียหายหรืออาจจะเดือดร้อนหรือเสียหายโดยไม่อาจหลีกเลี่ยงได้จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 จึงไม่เป็นผู้มีสิทธิฟ้องคดีต่อศาลปกครองตามพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 ศาลจึงมีคำสั่งไม่รับคำฟ้องไว้พิจารณา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมีนาคม 2558 อยู่ที่ 484 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากเดือนก่อน 22 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2558 อยู่ที่ 32.7196 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมกราคม 2558 ที่ 0.1619 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกและนำเข้า) ปรับเพิ่มขึ้น 0.1920 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.3978 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.5898 บาทต่อกิโลกรัม
2. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนมีนาคม 2558 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.1920 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะส่งผลทำให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น และเพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภายในประเทศเปลี่ยนแปลง ฝ่ายเลขานุการขอเสนอปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ลง 0.1920 บาทต่อกิโลกรัม จาก 0.5380 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.3460 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง 73 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิม 137 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 64 ล้านบาทต่อเดือน
3. ตามมติ กบง. ได้กำหนดราคาต้นทุนจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 498 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซ บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร มีความแตกต่างกับโรงแยกก๊าซ 1 – 6 คือเป็นการผลิตน้ำมันดิบและจะมีแก๊สส่วนหนึ่งขึ้นมาด้วย ซึ่งนำมาแยกจะได้ ก๊าซ LPG เป็นผลพลอยได้ โดยราคาต้นทุนก๊าซ LPG จะแตกต่างจากราคาต้นทุนก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซ 1 – 6 ในขณะนี้อยู่ระหว่างประเมินราคาต้นทุนก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซ บริษัท ปตท.สผ.ฯ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร ที่อัตรา 0.3460 บาทต่อกิโลกรัม โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการ ออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 มีนาคม 2558 เป็นต้นไป
เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอลลง 95E10 ลง 0.40 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มของน้ำมันดีเซลขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซล ณ 13 มกราคม 2558 อยู่ที่ 0.5356 และ 1.3719 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 6 มีนาคม 2558 เมื่อเปรียบเทียบราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 12 มกราคม 2558 พบว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้น 11.10 19.15 และ 9.71 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 58.30 77.04 และ 74.28 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราวันที่ 6 มีนาคม 2558 อยู่ที่ 32.5709 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้น 0.4307 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 9 มีนาคม 2558 อยู่ที่ 34.40 บาทต่อลิตร ลดลง 3.11 บาทต่อลิตร เมื่อเปรียบเทียบกับวันที่ 12 มกราคม 2558 จากราคาน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 9 มีนาคม 2558 อยู่ในระดับที่ไม่เหมาะสม ดังนี้ 2.1666 1.2976 1.2890 1.2575 3.1846 และ 1.7877 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3. เพื่อรักษาค่าการตลาดให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินลง 2.00 บาทต่อลิตร และกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลลง 1.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ปรับลดอัตราชดเชยลง 1.00 บาทต่อลิตร โดยทั้งนี้จะประสานขอความร่วมมือกับผู้ค้า ให้ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลง 2 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 และ E20 ลง 1.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ราคาคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ในส่วนของน้ำมันดีเซลเสนอปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 เสนอให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 0.20 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลปรับลดลง 0.50 บาทต่อลิตร และส่วนที่ 2 เสนอให้ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลงอีก 1.10 บาทต่อลิตร เพื่อนำไปรักษาระดับราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลให้คงเดิม หลังจากที่กระทรวงการคลังปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตและภาษีเทศบาลของน้ำมันดีเซลขึ้น 1.10 บาทต่อลิตร รวมทั้งยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลคงคลัง ณ วันที่ปรับภาษีสรรพสามิตอีกจำนวนหนึ่ง (1.10 บาทต่อลิตร x ปริมาณน้ำมันคงเหลือ)
4. จากการดำเนินการดังกล่าวจะส่งผล ดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 3,155 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 7,821 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 4,666 ล้านบาทต่อเดือน (2) ภาษีสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 1,793 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 10,507 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 12,301 ล้านบาทต่อเดือน และ (3) กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ เท่ากับ 1.10 บาทต่อลิตร x ปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ วันที่ปรับภาษีสรรพสามิต ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 8 มีนาคม 2558 มีทรัพย์สินรวม 41,415 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 6,344 ล้านบาท โดยมีฐานะสุทธิเป็นบวก 35,072 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 มีนาคม 2558 เป็นต้นไป
2. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 1.10 บาทต่อลิตร จาก 3.15 บาทต่อลิตร เป็น 2.05 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาท/ลิตร x ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล เพื่อให้ราคาน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง
กบง. ครั้งที่ 1 - วันอังคารที่ 2 ธันวาคม พ.ศ. 2557
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
วันอังคารที่ 2 ธันวาคม พ.ศ. 2557 เวลา 14.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี กรรมการและเป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการกลุ่มสำนักธุรกิจปิโตรเลียม นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู เป็นกรรมการและเลขานุการ(แทน)
เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลขึ้น 0.60 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 18 พฤศจิกายน 2557 อยู่ที่ 1.6506 บาทต่อลิตร
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 1 ธันวาคม 2557 เมื่อเปรียบเทียบราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 พบว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวลดลง 7.49 8.61 และ 8.73 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 65.90 79.08 และ 82.50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราวันที่ 1 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 33.0467 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลง 0.0662 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ ของกรดไขมันของวันที่ 2 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 34.60 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้น 2.91 บาทต่อลิตร เมื่อเปรียบเทียบกับวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 2 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 4.3378 2.7331 2.7736 2.6653 2.7923 และ 2.4154 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งอยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม
ดังนั้น เพื่อรักษาค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสองกรณี ดังนี้
กรณีที่ 1 ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของน้ำมันเบนซิน 95 และกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลขึ้นลิตรละ 1.00 บาทต่อลิตร ยกเว้น E85 และน้ำมันดีเซลขึ้นลิตรละ 0.90 บาทต่อลิตร ซึ่งผลจากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 3.3378 1.7331 1.7736 1.6653 และ 1.5154 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณวันละ 69.84 ล้านบาท จากมีรายรับ 289.40 ล้านบาทต่อวัน เป็น 359.24 ล้านบาทต่อวัน
กรณีที่ 2 ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของน้ำมันเบนซิน 95 กลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลขึ้นลิตรละ 0.50 บาทต่อลิตร ยกเว้น E85 ซึ่งผลจากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 3.8378 2.2331 2.2736 2.1653 และ 1.9154 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณวันละ 37.55 ล้านบาท จากมีรายรับ 289.40 ล้านบาทต่อวัน เป็น 326.94 ล้านบาทต่อวัน
ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2557 มีทรัพย์สินรวม 21,119 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 13,197 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิเป็นบวก 7,923 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557 เป็นต้นไป
เรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
เพื่อให้ราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งสะท้อนต้นทุนการจัดหามากขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯขอเสนอปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายให้ภาคครัวเรือนและ ภาคขนส่งในส่วนของผู้ค้าก๊าซเป็นผู้นำส่งขึ้น 0.9671 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.6729 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.64 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557 เป็นต้นไป ส่งผลให้ราคาขายปลีก LPG ภาคครัวเรือนและ ภาคขนส่งเพิ่มขึ้น 1.03 บาทต่อกิโลกรัม จาก 23.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 24.16 บาทต่อกิโลกรัม และทำให้กองทุนน้ำมันมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 332 ล้านบาทต่อเดือน
ดังนั้น เพื่อให้สามารถดำเนินการได้ตามที่เสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ที่ได้จำหน่ายก๊าซให้กับผู้บรรจุ ก๊าซหรือร้านค้าก๊าซ เพื่อจำหน่ายต่อให้กับภาคครัวเรือน และภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มขึ้น 0.9671 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.6729 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.64 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557 เป็นต้นไป โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รวมทั้ง ขอความเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคครัวเรือน และเรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ที่ได้จำหน่ายก๊าซให้กับผู้บรรจุก๊าซหรือร้านค้าก๊าซ เพื่อจำหน่ายต่อให้กับภาคครัวเรือน และภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มขึ้น 0.9671 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.6729 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.64 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557 เป็นต้นไป โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคครัวเรือน และเรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง
3. เห็นชอบให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรม ให้เท่ากัน โดยเป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557 เป็นต้นไป
เรื่อง แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 ได้มีมติให้ปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ เป้าหมายคือราคาขายปลีกเป็นไปตามกลไกตลาดที่ 16.00 บาทต่อกิโลกรัม โดย (1) ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคล 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีก 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2557 และ (2) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2557 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2557 และให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม และขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการขยายสถานีบริการ และร่วมลงทุนขยายท่อส่งก๊าซ เพื่อให้การบริการทั่วถึงทุกภูมิภาค
3. เพื่อให้สามารถดำเนินการตามมติ คสช. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคา ขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ (1) ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคล 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีก 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 12.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557 (2) ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลเพิ่มขึ้น 1.00 บาท ต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 11.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 12.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557
2. ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 9.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557
กบง. ครั้งที่ 2 - วันศุกร์ที่ 3 เมษายน พ.ศ. 2558
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2558 (ครั้งที่ 2)
วันศุกร์ที่ 3 เมษายน พ.ศ. 2558 เวลา 13.00 น.
1. เปลี่ยนแปลงองค์ประกอบของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2558
3. แนวทางการจัดสรรเงินประเดิมสำหรับกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG
4. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย เป็นกรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 55/2557 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 โดยมีรองหัวหน้า คสช. (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีเพื่อบริหารประเทศแทน คสช. ส่งผลทำให้คณะกรรมการตามคำสั่ง คสช. ต้องหยุดปฏิบัติหน้าที่ไว้ก่อน ดังนั้น การประชุม กบง. จึงเป็นไปตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 1/2557 เรื่อง แต่งตั้ง กบง. ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) เป็นประธานกรรมการ
2. เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2557 สำนักงานเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) แจ้งว่า หัวหน้า คสช. มีนโยบายให้คณะกรรมการที่แต่งตั้งขึ้นโดยประกาศหรือคำสั่งของ คสช. บางคณะยังคงสามารถปฏิบัติหน้าที่ต่อไป และรองนายกรัฐมนตรี (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบหมายให้ สคก. ยกร่างพระราชบัญญัติ ซึ่งต่อมา พระราชบัญญัติการปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการที่แต่งตั้งตามประกาศและคำสั่งของคณะรักษาความสงบแห่งชาติบางฉบับ พ.ศ. 2558 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2558 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2558 ส่งผลให้ กบง. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 55/2557 เป็น กบง. ที่ กพช. แต่งตั้งขึ้นตามกฎหมายว่าด้วย กพช. ดังนั้น เพื่อให้ กบง. สามารถบริหารงานได้อย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับโครงสร้างการบริหารราชการในปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอขอเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กบง. ตำแหน่งประธานกรรมการ จากรองหัวหน้า คสช. (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็น รมว.พน. ซึ่งหัวหน้า คสช. ได้ลงนามในคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 1/2558 เรื่อง เปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กบง. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 55/2557 แล้ว เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 เห็นชอบการคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และการนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนเมษายน 2558 อยู่ที่ 464 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2558 อยู่ที่ 32.7798 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2558 ที่ 0.0602 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.3753 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.5898 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.2145 บาท ต่อกิโลกรัม
2. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนเมษายน 2558 ที่ปรับลดลง 0.3753 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาสะท้อนต้นทุนการจัดหาที่ลดลง จึงขอคงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่ 0.3460 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับลดลงจาก 24.16 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 23.79 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายรับ 131 ล้านบาทต่อเดือน
3. การกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ที่กำหนดให้ราคาต้นทุนก๊าซ LPG (LPG Pool) มาจาก 3 แหล่ง ได้แก่ ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และการนำเข้า แต่เนื่องจากก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด สำนักคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตีความว่า ไม่ได้เป็นก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจึงไม่สามารถคำนวณรวมกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ จึงได้คำนวณต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จากแหล่ง ปตท.สผ.ฯ ให้ใหม่ โดยมีต้นทุนอยู่ที่ระดับ 13.90 บาทต่อกิโลกรัม (ประมาณ 420 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 13.90 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2558 เป็นต้นไป
2. เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือนเท่าที่มีการรายงานจากกรมธุรกิจพลังงาน โดยที่อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป ที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า
หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (LPG Pool)
3. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.5344 บาท โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2558 เป็นต้นไป
เรื่อง แนวทางการจัดสรรเงินประเดิมสำหรับกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy) เพื่อให้เป็นไปตามมติดังกล่าว จึงจำเป็นต้องมีการจัดสรรเงินประเดิมจากกองทุนน้ำมันฯ ที่ 39,082 ล้านบาท ณ วันที่ 29 มีนาคม 2558 ให้กับกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปและกลุ่มก๊าซ LPG เพื่อใช้ในการรักษาระดับราคาในช่วงที่ราคาน้ำมันตลาดโลกผันผวน
2. แนวทางในการการจัดสรรเงินประเดิมมี 2 แนวทาง ดังนี้
2.1 การจัดสรรเงินประเดิมจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามสัดส่วนการใช้ โดยในปี 2557 มีความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG ประมาณ 104 ล้านลิตรต่อวัน แบ่งเป็นความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 79.65 ล้านลิตรต่อวัน หรือร้อยละ 76.57 และความต้องการใช้ก๊าซ LPG ประมาณ 24.38 ล้านลิตรต่อวัน หรือร้อยละ 23.43 ถ้าจัดสรรเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ 39,082 ล้านบาท ให้กับกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปและกลุ่มก๊าซ LPG ตามสัดส่วนการใช้ จะทำให้กลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปมีเงินประเดิมที่ 29,924 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG มีเงินประเดิมที่ 9,158 ล้านบาท
2.2 การจัดสรรเงินประเดิมจากกองทุนน้ำมันฯ ตามมูลค่าการใช้ที่ระดับราคา ณ โรงกลั่น ในปี 2557 มีมูลค่าการใช้น้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG ที่ระดับราคา ณ โรงกลั่นประมาณ 1,493 ล้านบาทต่อวัน โดยแยกเป็นมูลค่าการใช้น้ำมันของสำเร็จรูปประมาณ 1,274 ล้านบาทต่อวัน หรือร้อยละ 85 และมูลค่าการใช้ก๊าซ LPG ประมาณ 218 ล้านบาทต่อวัน หรือร้อยละ 15 ถ้าจัดสรรเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ 39,082 ล้านบาท ให้กับกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปและกลุ่มก๊าซ LPG ตามมูลค่าการใช้ที่ระดับราคา ณ โรงกลั่น จะทำให้กลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปมีเงินประเดิมที่ประมาณ 33,365 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG มีเงินประเดิมที่ประมาณ 5,717 ล้านบาท
ดังนั้น เพื่อให้การจัดสรรเงินประเดิมจากกองทุนน้ำมันฯ เป็นไปอย่างเหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า ควรใช้แนวทางที่ 2 เนื่องจากการจัดสรรเงินประเดิม โดยใช้สัดส่วนของมูลค่า ได้มีการคำนึงถึงปริมาณ และราคาของแต่ละชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้จัดสรรเงินประเดิมจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่กลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปและกลุ่มก๊าซ LPG ตามมูลค่าการใช้ที่ระดับราคา ณ โรงกลั่นในปี 2557 โดยกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูปมีเงินประเดิมที่ประมาณ 33,365 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG มีเงินประเดิมที่ประมาณ 5,717 ล้านบาท โดยมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป ตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2558
เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ณ วันที่ 29 มีนาคม 2558 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีฐานะสุทธิอยู่ที่ 39,082 ล้านบาท หากพิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงบางชนิดลง จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันฯ ในประเทศปรับลดลงได้อีก ที่ประชุมฯ จึงเห็นสมควรพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและสอดคล้องกับกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2. ข้อเสนอการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันอยู่ที่ 2.05 บาทต่อลิตร หากปรับลดลง 1.00 บาทต่อลิตร จะทำให้ปรับลดราคา ขายปลีกน้ำมันลงได้ 1.00 บาทต่อลิตร (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ปรับลดลง 1.00 บาทต่อลิตร จากเดิม 2.25 บาทต่อลิตร เป็น 1.25 บาทต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันลดลง 1.00 บาทต่อลิตร และ (3) น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ปรับลดลง 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิม 1.25 บาทต่อลิตร เป็น 0.75 บาทต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันลดลง 0.50 บาทต่อลิตร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2558 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และ E20 ปัจจุบันมีค่าการตลาดอยู่ในระดับที่ 3.9393 และ 2.2473 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ผู้ค้าน้ำมันควรพิจารณาปรับลดราคาขายปลีกลงเพื่อทำให้ค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2558 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 3 - วันศุกร์ที่ 17 เมษายน พ.ศ. 2558
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2558 (ครั้งที่ 3)
วันศุกร์ที่ 17 เมษายน พ.ศ. 2558 เวลา 13.30 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. การมอบอำนาจให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 และน้ำมันดีเซลลง 1.00 0.50 และ 1.00 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งผู้ค้าน้ำมันปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลลง 1 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 และ E20 ปรับลดลง 0.50 บาทต่อลิตร และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ปรับลดลง 0.80 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 4 เมษายน 2558 อยู่ที่ 2.2750 2.3977 2.3570 1.8822 3.2109 และ 1.9245 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 16 เมษายน 2558 เมื่อเปรียบเทียบราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 2 เมษายน 2558 พบว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้น 5.20 6.64 และ 3.97 มาอยู่ที่ระดับ 60.10 78.14 และ 73.55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราวันที่ 16 เมษายน 2558 อยู่ที่ 32.5609 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้น 0.0403 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 17เมษายน 2558 อยู่ที่ 30.18 บาทต่อลิตร ลดลง 0.40 บาทต่อลิตร ส่วนราคาเอทานอล ณ เดือนเมษายน 2558 อยู่ที่ 25.56 บาทต่อลิตร จากราคาน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 17 เมษายน 2558 อยู่ที่ 0.9696 1.2232 1.1819 0.8383 3.0151 และ 0.9073 ซึ่งอยู่ในระดับต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม
ดังนั้น เพื่อรักษาค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินลง 0.50 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และ 91E10 ปรับลดลง 0.30 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันดีเซลปรับลดลง 0.60 บาทต่อลิตร ซึ่งผลจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 1.4696 1.5232 1.4819 1.4383 และ 1.5073 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 1,324 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 2,558 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 1,234 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 12 เมษายน 2558 มีทรัพย์สินรวม 45,497 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 5,480 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิเป็นบวก 40,017 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 18 เมษายน 2558 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 4 (4) ระบุไว้ว่า ให้คณะกรรมการมีอำนาจหน้าที่กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร น้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร น้ำมันเชื้อเพลิงที่ส่งออก น้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่ายให้แก่เรือเพื่อใช้เดินทางออกนอกราชอาณาจักร ก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากผู้รับสัมปทานตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมซึ่งผลิตได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในราชอาณาจักร
2. ที่ผ่านมากระทรวงพลังงานมีการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน ส่งผลให้ราคาพลังงานส่วนใหญ่สะท้อนต้นทุนแท้จริงแล้ว และไม่มีการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy) แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดปัจจุบันมีการเปลี่ยนแปลงและผันผวนอยู่ตลอดเวลา ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศผันผวนตาม ดังนั้น เพื่อให้การรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการได้ทันกับสถานการณ์ โดยมีความคล่องตัวในการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในกรณีที่อัตราการปรับไม่มากอย่างมีนัยสำคัญ โดยไม่ต้องมีการจัดประชุม กบง. ทุกครั้ง ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วขอเสนอให้ กบง. มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน กลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลได้ไม่เกินครั้งละ 1 บาทต่อลิตร และพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG และ NGV ได้ไม่เกินครั้งละ 1 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในการมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน สามารถพิจารณาอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
กบง. ครั้งที่ 4 - วันพฤหัสบดีที่ 7 พฤษภาคม พ.ศ. 2558
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2558 (ครั้งที่ 4)
วันพฤหัสบดีที่ 7 พฤษภาคม พ.ศ. 2558 เวลา 14.00 น.
1. รายงานการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดือนเมษายน 2558
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2558
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่อง รายงานการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดือนเมษายน 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 17 เมษายน 2558 มีมติเห็นชอบในการมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานฯ สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุน น้ำมันฯ หรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ไม่เกิน 1 บาทต่อลิตร จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 17 เมษายน 2558 โดยกำหนดช่วงที่สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรืออัตรา เงินชดเชยสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ ดังนี้ (1) น้ำมันเบนซิน อยู่ในช่วง 5.65 ถึง 7.65 บาทต่อลิตร (2) น้ำมัน แก๊สโซฮอล 95 อยู่ในช่วง -0.05 ถึง 1.95 บาทต่อลิตร (3) น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 อยู่ในช่วง -0.55 ถึง 1.45 บาทต่อลิตร (4) น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 อยู่ในช่วง -2.40 ถึง -0.40 บาทต่อลิตร (5) น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 อยู่ในช่วง -8.23 ถึง -6.23 บาทต่อลิตร และ (6) น้ำมันดีเซล อยู่ในช่วง -0.55 ถึง 1.45 บาทต่อลิตร
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 30 เมษายน 2558 เมื่อเปรียบเทียบราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 17 เมษายน 2558 พบว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.20 4.16 และ 3.90 มาอยู่ที่ระดับ 63.30 82.30 และ 77.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากราคาน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 1 พฤษภาคม 2558 อยู่ที่ 0.8363 0.9597 0.9219 0.9460 และ 0.9836 ซึ่งอยู่ในระดับต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม
ดังนั้น เพื่อรักษาค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบจากประธานฯ ให้มีการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน และกลุ่มน้ำมัน แก๊สโซฮอล ยกเว้น น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ลง 0.50 บาทต่อลิตร และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซลลง 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2558 เป็นต้นไป ผลจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 1.3363 1.4597 1.4219 1.4460 และ 1.3836 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 1,071 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 1,093 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 22 ล้านบาทต่อเดือนดังนั้น เพื่อรักษาค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบจากประธานฯ ให้มีการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน และกลุ่มน้ำมัน แก๊สโซฮอล ยกเว้น น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ลง 0.50 บาทต่อลิตร และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซลลง 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2558 เป็นต้นไป ผลจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 1.3363 1.4597 1.4219 1.4460 และ 1.3836 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 1,071 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 1,093 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 22 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน โดยราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และนำเข้า อยู่ที่ 498 CP-20 และ CP+85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามลำดับ และบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อยู่ที่ 13.90 บาทต่อกิโลกรัม
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ระหว่างเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2558 แล้ว สรุปว่ามีแหล่งที่ต้นทุนเปลี่ยนแปลงหนึ่งแหล่ง คือ ต้นทุนจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนต้นทุนจากอีก 3 แหล่งคงที่ จึงได้มีข้อเสนอ ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ ลดลง 1 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จาก 498 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็น 497 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกอยู่ที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (4) คงต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อยู่ที่ 13.90 บาทต่อกิโลกรัม
3. ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนพฤษภาคม 2558 อยู่ที่ 469 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มจากเดือนเมษายน 2558 จำนวน 5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2558 อยู่ที่ 32.6577 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนมีนาคม 2558 จำนวน 0.1221 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.0943 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.2145 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 16.1202 บาทต่อกิโลกรัม ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างราคาสะท้อนกับต้นทุนก๊าซ LPG ที่ลดลง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่ 0.5344 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้กองทุนน้ำมันจะมีรายรับอยู่ที่ประมาณ 197 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ดังนี้
1.1 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 497 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.2 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.3 กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า เป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.4 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 13.90 บาทต่อกิโลกรัมโดยที่ CP = ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียของเดือนนั้น เป็นสัดส่วน ระหว่างโปรเปน กับ บิวเทน 60 ต่อ 40ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.6287 บาท โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน
ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 พฤษภาคม 2558 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) เมื่อวันที่ 5 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick Win) ของคณะกรรมาธิการปฏิรูปพลังงาน สปช. เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) โครงการส่งเสริมฯ หมายถึง การผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานแสงอาทิตย์จากการติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคาบ้านและอาคาร โดยกำหนดให้นำไฟฟ้าที่ผลิตได้ไปใช้ในบ้านหรืออาคารก่อน แล้วส่งไฟฟ้าที่เหลือไปขายให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ (2) เป้าหมาย ในช่วง พ.ศ. 2558 – 2563 จะมีโซล่าร์รูฟขนาด ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ อย่างน้อย 100,000 ชุด และในอีก 20 ปีข้างหน้าจะมีอย่างน้อย 1,000,000 ชุด รวมทั้ง 5,000 เมกะวัตต์ สำหรับอาคารขนาดกลางและใหญ่ (3) ให้กระทรวงพลังงาน ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณาออกระเบียบ ประกาศ หลักเกณฑ์ให้การเข้าร่วมโครงการส่งเสริมฯ เป็นไปอย่างสะดวก (4) ให้บรรจุโครงการส่งเสริมฯ ไว้ในแผนการพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าระยะยาว (PDP 2558 - 2579) และ (5) ให้มีมาตรการส่งเสริมการลงทุนในด้านภาษีนำเข้าและภาษีเงินได้ ซึ่ง สปช. จะได้นำเรื่องดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ต่อไป
2. เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มีนาคม 2558 และวันอังคารที่ 7 เมษายน 2558 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมหารือ เรื่อง โครงการส่งเสริมฯ กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. กฟน. และ กฟภ. โดยที่ประชุมมีมติ ดังนี้ (1) เห็นด้วยกับข้อเสนอโครงการส่งเสริมฯ โดยที่ประชุมเน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองเป็นหลัก แล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (2) การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการส่งเสริมฯ จะต้องเป็นภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และ (3) ควรมีการกำหนดพื้นที่ในการดำเนินโครงการ (Pilot Project) เพื่อพิจารณาถึง ผลดี/ผลเสีย โดยพื้นที่ทดลองจะต้องอยู่ในพื้นที่รับผิดชอบของ กฟน. และ กฟภ. หน่วยงานละ 1 พื้นที่
3. ปัจจุบัน สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการดำเนินการโครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในรูปแบบ FiT ซึ่งจะรับสมัครถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ดังนั้น เพื่อเป็นทางเลือกให้แก่ผู้สนใจ ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอกรอบและหลักการในการดำเนินโครงการส่งเสริมฯ ในระยะแรก ดังนี้ (1) กำหนดระยะเวลาเริ่มต้นดำเนินโครงการส่งเสริมฯ ตั้งแต่ 1 กรกฎาคม 2558 เป็นต้นไป (2) กำหนดกรอบเป้าหมายโครงการนำร่องในพื้นที่ในความรับผิดชอบของ กฟน. และ กฟภ. ครอบคลุมการติดตั้งบนหลังคาบ้านอยู่อาศัยขนาดชุดละไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ และบนอาคารชุดละไม่เกิน 500 กิโลวัตต์ ภายในปี 2558 (3) มุ่งเน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลัก แล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (4) การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าให้น้อยที่สุด (5) ระบบมิเตอร์ควรเป็นแบบมิเตอร์สุทธิ โดยควรเสนอกระทรวงการคลังให้เก็บภาษีมูลค่าเพิ่มเฉพาะปริมาณไฟฟ้าที่มีการขายสุทธิเท่านั้น (6) ให้ กฟภ. และ กฟน. คัดเลือกโครงการนำร่อง พร้อมทั้งให้ สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประเมินผลโครงการเพื่อใช้เป็นแนวทางในการพิจารณาขยายการปฏิบัติไปทั่วประเทศต่อไป และ (7) เห็นควร มอบให้ กบง. พิจารณาโครงการส่งเสริมฯ ในรายละเอียดต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี โดยเน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลัก แล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เกินให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ให้น้อยที่สุด โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่ก่อภาระต่อประชาชน
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี โดยให้ดำเนินการในรูปแบบโครงการนำร่อง (Pilot Project) ก่อน เพื่อศึกษาความเป็นไปได้ของการดำเนินโครงการ และให้ กฟภ. และ กฟน. คัดเลือกพื้นที่ในการดำเนินโครงการ Pilot Project พร้อมทั้งให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประเมินผลโครงการ หากได้ผลดีสามารถบรรลุตามเป้าหมายที่กำหนดก็ขอให้พิจารณาแนวทางขยายผลการปฏิบัติไปทั่วทุกภูมิภาค ของประเทศ และรายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ Solar เสรี ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบเป็นระยะต่อไป
3. เห็นควรให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar Farm) ขนาดไม่เกิน 1,000 kWp สามารถดำเนินการได้โดยไม่ต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (ร.ง. 4) ตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังแสงอาทิตย์ได้อย่างเสรียิ่งขึ้น โดยเฉพาะการติดตั้ง ในสถานการศึกษา โรงพยาบาล และสถานที่อื่นๆ ที่ใช้ไฟฟ้าเป็นปริมาณมาก
กบง. ครั้งที่ 5 - วันจันทร์ที่ 8 มิถุนายน พ.ศ. 2558
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2558 (ครั้งที่ 5)
วันจันทร์ที่ 8 มิถุนายน พ.ศ. 2558 เวลา 10.00 น.
โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2558
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่อง รายงานการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดือนเมษายน 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 เห็นชอบ การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และการนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนเมษายน 2558 อยู่ที่ 419 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2558 อยู่ที่ 33.7056 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2558 ที่ 1.0479 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.3233 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.1202 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.7969 บาท ต่อกิโลกรัม
2. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนมิถุนายน 2558 ที่ปรับลดลง 0.3233 บาทต่อกิโลกรัม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เป็น 3 แนวทาง ดังนี้ (1) คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่ 0.6287 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.3459 บาทต่อกิโลกรัม จาก 23.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 23.61 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนมีรายรับ 218 ล้านบาทต่อเดือน (ชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาค 70 ล้านบาทต่อเดือน) (2) เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่ 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม และราคาขายปลีกลดลง 0.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นจาก 0.6287 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.7931 บาท ต่อกิโลกรัม และราคาขายปลีกลดลงจาก 23.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 23.79 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนฯ มีรายรับ 275 ล้านบาทต่อเดือน (ชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาค 70 ล้านบาทต่อเดือน) และ (3) เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่ 0.3233 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 23.96 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2558 มีฐานะกองทุนสุทธิ 6,944 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.952 บาท โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 มิถุนายน 2558 เป็นต้นไป