มติกพช. (139)
กพช. ครั้งที่ 170 วันพุธที่ 25 ธันวาคม 2567
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2567 (ครั้งที่ 170)
วันพุธที่ 25 ธันวาคม 2567
1. การขยายมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม
2. การขยายเวลามาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการทำหน้าที่ประธาน
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การขยายมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่น ๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูงสุด ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่น ๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสมเป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป โดยต่อมา เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่น ๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปีไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ (2) กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม
2. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และได้มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ต่อมา เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน มีมติเห็นชอบการขยายมาตรการบริหารจัดการพลังงานที่จะหมดอายุในวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ดังนี้ (1) มอบหมาย พพ. ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนข้อมูลระยะเวลาคืนทุน ตัวเลขผลกระทบมาตรการรับซื้อคืนไฟฟ้าส่วนเกินโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรม 1 บาทต่อหน่วย ต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และปรับปรุงรายละเอียดมาตรการตามข้อเสนอแนะของที่ประชุม รวมทั้งจัดทำรายละเอียดมาตรการรับซื้อคืนไฟฟ้าส่วนเกินโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรม 1 บาทต่อหน่วย ระยะเวลามาตรการ 2 ปี และประสาน สนพ. เพื่อนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) มอบหมาย พพ. ประสาน สนพ. นำเสนอวาระการขอขยายเวลามาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจาก SPP และ/หรือ VSPP สัญญาเดิม ระยะสั้น 2 ปี (วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2569) และขยายสัญญาปีต่อปี และกำหนดเงื่อนไขสิทธิ์บอกเลิกสัญญาหากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) และในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็น 1.00 บาทต่อหน่วย เพื่อให้เกิดการจูงใจในการเข้าร่วมโครงการมากขึ้น ต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2567 กบง. ได้พิจารณามาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ระยะที่ 2 ภายใต้มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ระยะที่ 2 ภายใต้มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวง สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อไม่เกิน 2 ปี (สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ กำหนดเงื่อนไขให้สิทธิ์แก่การไฟฟ้าสามารถบอกเลิกสัญญาได้ หากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และสำหรับกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย และประเภทพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ผลการดำเนินงานตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มที่ผ่านมา มีผู้ประกอบกิจการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์เข้าร่วมโครงการประมาณ 20 ราย รวมกำลังการผลิตประมาณ 25 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบอยู่ 1 ราย ซึ่งค่อนข้างน้อย พพ. จึงได้วิเคราะห์สาเหตุและเสนอแนะการปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่จูงใจมากขึ้น ซึ่ง พพ. ประเมินแล้วพบว่าการลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดการติดตั้งเท่ากับ 800 กิโลวัตต์ ในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ หากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเพิ่มด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 2 ปี พบว่า จะมีระยะเวลาคืนทุน ประมาณ 6 ปี และอัตราผลตอบแทนภายใน (Internal Rate of Return: IRR) ประมาณร้อยละ 14 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจยื่นขอรับสิทธิลดหย่อนภาษีจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน จะทำให้ระยะเวลาคืนทุนลดลงและค่า IRR เพิ่มมากขึ้น ทั้งนี้ ราคารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เทียบกับราคา Marginal Cost (บาทต่อหน่วย) จะไม่มีผลกระทบกับราคาค่าไฟฟ้า
5. เพื่อให้การดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มที่จะสิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการในวันที่ 31 ธันวาคม 2567 เป็นไปอย่างต่อเนื่อง และจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เข้าร่วมโครงการมากขึ้น พพ. จึงเห็นสมควรเสนอขยายมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยรับซื้อตั้งแต่ปี 2568 – 2569 ไม่เกิน 2 ปี (สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ การไฟฟ้าสามารถบอกเลิกสัญญาได้ หากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และสำหรับกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย และประเภทพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม ยกเว้นกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งนอกจากจะเป็นการช่วยเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนแล้ว ยังเกิดประโยชน์ต่อเกษตรกรโดยเฉพาะกรณี SPP ชีวมวล และยังช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวตลาดจร (Spot LNG) ซึ่งในปี 2567 คาดว่าจะมีการนำเข้าถึง 97 ลำเรือ รวมทั้งเกิดประโยชน์จากการลดภาระต้นทุนค่าไฟฟ้าทั้งในภาวะปกติและสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาข้อมูลแนวโน้มราคาไฟฟ้าต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิง LNG (LNG Unit Cost) เฉลี่ยปี 2567 พบว่า อัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ซึ่งอยู่ที่ 2.20 บาทต่อหน่วย ยังคงต่ำกว่าประมาณการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก LNG เฉลี่ยปี 2567 ซึ่งอยู่ที่ 2.60 บาทต่อหน่วย โดยเป็นไปตามกรอบราคารับซื้อไฟฟ้า Avoided Cost ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ซึ่งก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประเทศในภาพรวม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวง สามารถรองรับได้ โดยรับซื้อตั้งแต่ปี 2568 – 2569 ไม่เกิน 2 ปี (สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ กำหนดเงื่อนไขให้สิทธิ์แก่การไฟฟ้าสามารถบอกเลิกสัญญาได้ หากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ตามประเภทพลังงาน ดังต่อไปนี้
1.1 กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย
1.2 กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
(1) ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย
(2) ประเภทพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย
ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม ยกเว้นกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 2 การขยายเวลามาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดย กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับโครงการเทินหินบุน เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วยตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมตามมติ กพช. ดังกล่าว โดยต่อมา กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับโครงการเทินหินบุน เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2567 บริษัท Theun-Hinboun Power Company จำกัด (THPC) ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เสนอให้พิจารณาขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 หรือช่วงเวลาตามที่พิจารณาเห็นว่าเหมาะสม โดยเสนอให้ใช้หลักการเดิมตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ THPC ฉบับปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ได้มีมติให้ กฟผ. ประสานสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เสนอวาระการขยายเวลามาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2567 กบง. ได้มีเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ภายใต้มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามโครงสร้างสัญญาปัจจุบัน โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. การขยายเวลามาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ภายใต้มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568) โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตามโครงสร้างสัญญาปัจจุบันที่กำหนดให้จ่ายเป็นสกุลบาทที่ 0.9083 บาทต่อหน่วย และสกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ที่ 0.02595 เหรียญสหรัฐฯ ต่อหน่วย โดยเมื่อคำนวนอัตราแลกเปลี่ยน 37.0105 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2567) คิดเป็นอัตรารับซื้อไฟฟ้ารวมประมาณ 1.87 บาทต่อหน่วย (3) เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า ไม่มีการเปลี่ยนแปลงจากหลักการเดิมตามที่ระบุในข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ลงวันที่ 18 ธันวาคม 2566 และ (4) ไม่กระทบต่อระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. พิจารณาแล้วพบว่า การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น ในด้านเทคนิคไม่ส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า รวมทั้งในด้านต้นทุนจะสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศ เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนจะมีต้นทุนที่ถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) โดย ณ เดือนมิถุนายน 2567 Short Run Marginal Cost ช่วง Peak มีราคา 2.261 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak 2.152 บาทต่อหน่วย นอกจากนี้ ปัจจุบันสถานการณ์ความขัดแย้งในภูมิภาคตะวันออกกลางยังไม่มีเสถียรภาพและราคาเชื้อเพลิงยังมีความผันผวน ดังนั้น การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้นจะช่วยลดปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีราคาผันผวนได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามโครงสร้างสัญญาปัจจุบัน
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 – 2580 (ร่างแผน PDP2024) ได้พิจารณาเสนอให้มีการขยายอายุการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ขนาดกำลังผลิตตามสัญญารวม 650 เมกะวัตต์ ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2574 เพื่อให้สอดคล้องกับอายุสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ระยะเวลา 10 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2574) อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันกระบวนการจัดทำร่างแผน PDP2024 ยังไม่แล้วเสร็จ ส่งผลให้สถานะของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 จะต้องยึดกำหนดการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ซึ่งเป็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับปัจจุบัน โดยตามแผน PDP2018 Rev.1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 จะสามารถผลิตไฟฟ้าได้จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 เป็นโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยใช้แหล่งก๊าซธรรมชาติน้ำพอง - สินภูฮ่อม ที่มีต้นทุนราคาในการผลิตไฟฟ้าถูก ซึ่งจะช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และจะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศได้ ดังนั้น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาขยายการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568) ซึ่งเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2567 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568) โดยมอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 มีรายละเอียดดังนี้ (1) ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 มีความพร้อมรองรับการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามกรอบระยะเวลาการขอขยายอายุการเดินเครื่อง โดย กฟผ. มีแผนการบำรุงรักษา และตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งานอย่างสม่ำเสมอ ทั้งนี้ ระบบส่งไฟฟ้ามีความพร้อมให้สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี ไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ (2) ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความพร้อมด้านเชื้อเพลิงเพียงพอต่อการผลิตไฟฟ้าจากการขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี โดยเป็นการใช้ทรัพยากรภายในประเทศของแหล่งก๊าซธรรมชาติน้ำพอง - สินภูฮ่อม ที่มีต้นทุนถูกได้อย่างมีประโยชน์สูงสุด ช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิง Spot LNG โดยสามารถลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 5,263 ล้านบาท โดยมีรายละเอียดการเปรียบเทียบต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ 1) โรงไฟฟ้าน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ต้นทุนผลิตไฟฟ้า 1.8844 บาทต่อหน่วย ประมาณการหน่วยผลิตไฟฟ้า 4,266 กิกะวัตต์ชั่วโมง ค่าใช้จ่ายดำเนินงานรวมต้นทุนค่าเชื้อเพลิง 8,039 ล้านบาท 2) โรงไฟฟ้า Marginal เชื้อเพลิง Spot LNG ต้นทุนผลิตไฟฟ้า 3.1181 บาทต่อหน่วย ประมาณการหน่วยผลิตไฟฟ้า 4,266 กิกะวัตต์ชั่วโมง ค่าใช้จ่ายดำเนินงานรวมต้นทุนค่าเชื้อเพลิง 13,302 ล้านบาท ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิลดลง 5,263 ล้านบาท และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม กฟผ. ดำเนินการจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม (รายงาน Monitor) และนำส่งผลรายงาน Monitor ต่อสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ทุก 6 เดือน เพื่อติดตามตรวจสอบและควบคุมคุณภาพสิ่งแวดล้อมให้เป็นไปตามมาตรฐาน ดังนั้น การขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี จะไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพิ่มมากขึ้นจากเดิม เนื่องจากการดำเนินงานและรายละเอียดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพองไม่มีการเปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 28 (1) กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนตามวัตถุประสงค์ที่กำหนดไว้ในมาตรา 25 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และมาตรา 4 (4) กำหนดให้ กพช. มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนตามมาตรา 28 (1)
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2567 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้พิจารณาแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการ นำเสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (3) มอบหมายให้สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ออกประกาศยุทธศาสตร์การจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และประกาศเปิดรับข้อเสนอโครงการเพื่อขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 ภายหลังที่ กพช. เห็นชอบต่อไป
3. แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 มีรายละเอียดดังนี้
3.1 แนวทางการจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 ในวงเงินรวม 3,500 ล้านบาท ซึ่งเป็นการวิเคราะห์จากผลการศึกษา ทบทวน ผลการดำเนินงาน ผลลัพธ์การจัดสรรเงินที่ผ่านมา รวมถึงข้อมูลจากการสำรวจความเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และประมาณการรายรับ - รายจ่ายเงินกองทุนฯ โดยแบ่งการจัดสรรเงินตามมาตรา 25 (1) – 25 (4) ดังนี้ 500 500 2,250 และ 250 ล้านบาท ตามลำดับ
3.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 ในแต่ละมาตรา ดังนี้
3.2.1 มาตรา 25 (1) เป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนสำหรับการลงทุนและดำเนินงาน ในการอนุรักษ์พลังงาน หรือการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานที่มีลักษณะเป็นไปตามหลักเกณฑ์การสนับสนุนข้อใดข้อหนึ่ง หรือหลายข้อ ดังนี้ (1) การสนับสนุนและส่งเสริมให้หน่วยงานราชการลงทุนและดำเนินการด้านการลดการใช้พลังงานตามมาตรการลดใช้พลังงานในหน่วยงานราชการ เพื่อดำเนินการตามยุทธศาสตร์ชาติ ด้านการสร้างการเติบโตบนคุณภาพชีวิตที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ประเด็นเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานและพลังงานทดแทน โดยลดความเข้มข้นของการใช้พลังงาน ซึ่งมีแนวทางดำเนินการให้หน่วยงานราชการลงทุนติดตั้งหรือใช้วัสดุอุปกรณ์หรือเครื่องจักรอุปกรณ์ประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูงหรือเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในหน่วยงาน (2) การดำเนินการสนับสนุนและส่งเสริมการลงทุนและดำเนินการด้านการอนุรักษ์พลังงานด้วยบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company : ESCO) ในหน่วยงานราชการ ซึ่งหน่วยงานราชการดำเนินการด้วยกลไกบริษัทจัดการพลังงาน โดยทำสัญญารับประกันผลประหยัดพลังงาน และมีการตรวจวัดและพิสูจน์ผลประหยัด (M&V) เพื่อรับประกันผลตอบแทนของโครงการให้กับหน่วยงานราชการ และ (3) การสนับสนุนและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน หรือการใช้เทคโนโลยีพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในพื้นที่พิเศษ ได้แก่ โครงการพระราชดำริ (ภายใต้การกำกับดูแลของสำนักงานคณะกรรมการพิเศษเพื่อประสานงานโครงการอันเนื่องมาจากพระราชดำริ (สำนักงาน กปร.) หรือศูนย์ประสานงานโครงการอันเนื่องมาจากพระราชดำริและความมั่นคง (ศปร.) หรือเขตพระราชฐาน ซึ่งพื้นที่พิเศษไม่รวมโครงการในพระบรมราชูปถัมภ์) ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) สนับสนุนในลักษณะเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุน รูปแบบของการร่วมจ่าย (Co-pay) ไม่เกินร้อยละ 50 ของค่าใช้จ่ายจริงหรือราคากลาง สำหรับการลงทุนและดำเนินงานในการอนุรักษ์พลังงาน หรือการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานสำหรับหน่วยงานราชการ (2) สำหรับการลงทุนและดำเนินงานในการอนุรักษ์พลังงานหรือการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานในพื้นที่พิเศษ ได้แก่ โครงการพระราชดำริ (ภายใต้การกำกับดูแลของสำนักงาน กปร. หรือ ศปร. หรือเขตพระราชฐาน ซึ่งพื้นที่พิเศษไม่รวมโครงการในพระบรมราชูปถัมภ์) โดยสนับสนุนในลักษณะเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนตามค่าใช้จ่ายจริง แต่ไม่เกินมาตรฐานราคากลางอ้างอิงตามหลักเกณฑ์ราคากลางเกี่ยวกับการจัดซื้อจัดจ้างของหน่วยงานภาครัฐ และผู้ขอรับการสนับสนุนที่ไม่ได้อยู่ในพื้นที่พิเศษหรือไม่ได้รับผิดชอบดูแลพื้นที่พิเศษโดยตรง ต้องมีเอกสารร้องขอเพื่อดำเนินโครงการจากหน่วยงานที่รับผิดชอบดูแลพื้นที่พิเศษโดยตรง หากไม่แสดงเอกสารดังกล่าว ส.กทอ. ขอสงวนสิทธิ์ไม่พิจารณาข้อเสนอโครงการที่หน่วยงานยื่นขอรับการสนับสนุน และ (3) หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนสำหรับการลงทุนและดำเนินงานในการอนุรักษ์พลังงานหรือการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน ต้องเป็นหน่วยงานราชการ
3.2.2 มาตรา 25 (2) เป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนสำหรับการลงทุนและดำเนินงานในการอนุรักษ์พลังงาน หรือเพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานที่มีลักษณะสนับสนุนและส่งเสริมให้ภาคเอกชนลงทุนการดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานด้วยการจัดการการใช้พลังงานให้มีประสิทธิภาพ และการใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงขึ้น ทั้งในรูปของอุปกรณ์/เครื่องใช้ เครื่องจักร กระบวนการผลิต และระบบควบคุมที่มีประสิทธิภาพใน 5 สาขาเศรษฐกิจหลักที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ (1) อุตสาหกรรม (2) ธุรกิจการค้า (3) บ้านอยู่อาศัย (4) เกษตรกรรม และ (5) ขนส่ง โดยให้ความช่วยเหลือด้านการลงทุนแก่ผู้ประกอบการที่มีศักยภาพในการพัฒนาและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน กระตุ้นและให้ความช่วยเหลือผู้ประกอบการให้สามารถลดต้นทุนด้านพลังงาน มีการใช้งานอุปกรณ์ประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง และเทคโนโลยีพลังงานทดแทนที่ได้มาตรฐานและมีคุณภาพ ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) เป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนแก่เอกชนสำหรับการลงทุนและดำเนินงานในการอนุรักษ์พลังงาน หรือเพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน โดยสนับสนุนในลักษณะเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุน ในรูปแบบของการร่วมจ่าย (Co-pay) ไม่เกินร้อยละ 50 ของค่าใช้จ่ายจริงหรือราคากลาง โดยการขอรับการสนับสนุนต้องเป็นไปตามระเบียบที่คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานกำหนด และ (2) เป็นเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนเพื่อลดอัตราดอกเบี้ยในการลงทุนและดำเนินงานในการอนุรักษ์พลังงานตามนโยบายของกระทรวงพลังงานให้ธนาคาร หรือสถาบันการเงินที่เข้าร่วมโครงการ โดยการขอรับการสนับสนุนต้องเป็นไปตามระเบียบที่คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานกำหนด
3.2.3 มาตรา 25 (3) เป็นเงินช่วยเหลือหรือเงินอุดหนุนให้แก่ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชนตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 โดยองค์กรเอกชนที่มีสิทธิได้รับเงินช่วยเหลือหรือเงินอุดหนุนตามมาตรา 25 (3) ต้องมีฐานะเป็นนิติบุคคลตามกฎหมายไทยหรือกฎหมายต่างประเทศที่มีกิจกรรมเกี่ยวข้องโดยตรงกับการอนุรักษ์พลังงานหรือการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และมิได้มีวัตถุประสงค์ในทางการเมืองหรือมุ่งค้าหากําไรจากการประกอบกิจกรรมดังกล่าว เพื่อดำเนินการ โดยแบ่งเป็นหมวด ก. – จ. ดังนี้
ก. โครงการทางด้านการอนุรักษ์พลังงานหรือโครงการที่เกี่ยวกับการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน เป็นเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนโครงการทางด้านการอนุรักษ์พลังงาน หรือโครงการที่เกี่ยวกับการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานที่มีลักษณะเป็นไปตามหลักเกณฑ์การสนับสนุนข้อใดข้อหนึ่งหรือหลายข้อ ดังนี้ (1) การอนุรักษ์พลังงาน แบ่งเป็น 3 ด้าน คือ 1.1) ด้านการสนับสนุนนโยบาย ที่เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมตามนโยบายของรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน เพื่อดำเนินโครงการทางด้านการอนุรักษ์พลังงาน การสำรวจ รวบรวม ศึกษา วิเคราะห์ และการจัดทำข้อมูลเพื่อนำไปสู่การจัดทำนโยบายและแผน และการขับเคลื่อนด้านการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้พลังงานตามยุทธศาสตร์ชาติ แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ แผนพลังงานชาติ นโยบายของรัฐบาล นโยบายของกระทรวงพลังงาน หรือตามภารกิจที่ได้รับมอบหมาย และการรวบรวมข้อมูล จัดเก็บข้อมูลและพัฒนาระบบฐานข้อมูลสารสนเทศด้านการอนุรักษ์พลังงาน รวมถึงการใช้ประโยชน์จากข้อมูลสารสนเทศด้านการอนุรักษ์พลังงาน 1.2) ด้านการกำกับ ดูแล หรือบังคับใช้ภายใต้ข้อกฎหมาย ที่เป็นการกำกับ ดูแล บังคับภายใต้ข้อกฎหมาย ระเบียบ มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติหรือการสนับสนุนการใช้กฎหมาย ระเบียบ กฎกระทรวง มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติด้านการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อบังคับและสนับสนุนให้มีการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในอาคาร/โรงงานควบคุม การใช้เครื่องจักร วัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง การดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน หรือแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก นโยบายอนุรักษ์พลังงาน หรือนโยบายพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ที่มีลักษณะการดำเนินงานให้เป็นไปตามมาตรฐาน ข้อกำหนด ระเบียบ ที่เกี่ยวข้องกับการปฏิบัติตามมาตรฐานในประเทศหรือมาตรฐานสากล การดำเนินการผลักดันหรือเตรียมความพร้อมออกกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติ หรือแผนงานเชิงนโยบาย หรือข้อกำหนดการสนับสนุนการดำเนินการตามกฎหมายที่ส่งผลต่อการอนุรักษ์พลังงาน และ 1.3) ด้านการสนับสนุนและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน หรือการใช้เทคโนโลยีพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ผ่านหน่วยงานที่มีภารกิจโดยตรง ให้แก่ กลุ่มวิสาหกิจชุมชน กลุ่มเกษตรกร ประชาชนในพื้นที่ห่างไกลทุรกันดาร โดยใช้ศักยภาพด้านพลังงานของชุมชนอย่างเต็มรูปแบบ เพื่อลดความเหลื่อมล้ำและสร้างโอกาสในการเข้าถึงการใช้พลังงานแบบพึ่งพาตนเอง และ (2) การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน แบ่งเป็น 2 ด้าน คือ 2.1) ด้านการสนับสนุนนโยบาย ซึ่งเป็นการสนับสนุนและส่งเสริมตามนโยบายของรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน เพื่อดำเนินโครงการที่เกี่ยวกับการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และ 2.2) ด้านการกำกับ ดูแล หรือบังคับใช้ภายใต้ข้อกฎหมาย ซึ่งเป็นการกำกับ ดูแล บังคับภายใต้ข้อกฎหมาย ระเบียบ มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติหรือการสนับสนุนการใช้กฎหมาย ระเบียบ กฎกระทรวง มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติด้านการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน การดำเนินการผลักดันหรือเตรียมความพร้อมออกกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติ หรือแผนงานเชิงนโยบาย หรือข้อกำหนดการสนับสนุนการดำเนินการตามกฎหมายที่ส่งผลต่อการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และการแก้ปัญหาอุปสรรคที่เกิดจากการอนุรักษ์พลังงาน และการติดตามหรือประเมินผลตามที่กฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับมาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติ หรือแผนงาน เชิงนโยบาย หรือข้อกำหนดการสนับสนุนการดำเนินการตามกฎหมาย ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การอนุรักษ์พลังงาน โดยการสนับสนุนด้านนโยบาย และการกำกับ ดูแล หรือบังคับใช้ภายใต้ข้อกฎหมาย จะสนับสนุนในลักษณะเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนตามค่าใช้จ่ายจริง แต่ไม่เกินมาตรฐานราคากลางอ้างอิงตามหลักเกณฑ์ราคากลางเกี่ยวกับการจัดซื้อจัดจ้างของหน่วยงานภาครัฐ สำหรับการสนับสนุนด้านการสนับสนุนและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน หรือการใช้เทคโนโลยีพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ให้แก่กลุ่มวิสาหกิจชุมชน กลุ่มเกษตรกร ประชาชนในพื้นที่ห่างไกลทุรกันดาร จะสนับสนุนในลักษณะเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนในรูปแบบของการร่วมจ่าย (Co-pay) ตามสัดส่วนหรือเงื่อนไขที่คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานกำหนดในแต่ละกลุ่มเป้าหมาย ผ่านหน่วยงานที่มีภารกิจโดยตรง ให้แก่กลุ่มวิสาหกิจชุมชน กลุ่มเกษตรกร ประชาชนในพื้นที่ห่างไกลทุรกันดาร ทั้งนี้ หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนต้องมีลักษณะ ดังนี้ ด้านการสนับสนุนนโยบาย ต้องเป็นหน่วยงานของรัฐที่มีอำนาจหน้าที่หรือมีภารกิจในการขับเคลื่อนนโยบายและแผนงานที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงาน หรือมีหน้าที่เกี่ยวข้องกับการวิเคราะห์ และการจัดทำข้อมูลสถิติด้านพลังงาน หรือมีหน้าที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนา จัดทำ หรือผลักดันมาตรฐานที่เกี่ยวข้องกับการอนุรักษ์พลังงาน ด้านการกำกับ ดูแล หรือบังคับใช้ภายใต้ข้อกฎหมาย ต้องเป็นหน่วยงานของรัฐที่มีอำนาจหน้าที่หรือมีภารกิจกำกับ ดูแล เกี่ยวกับกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติเกี่ยวกับด้านพลังงาน โดยต้องแสดงรายละเอียดอำนาจหน้าที่หรือภารกิจตามกฎหมายของหน่วยงานในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินโครงการ และด้านการสนับสนุนและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน หรือการใช้เทคโนโลยีพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ต้องเป็นหน่วยงานของรัฐที่มีอำนาจหน้าที่หรือมีภารกิจโดยตรง ให้แก่ กลุ่มวิสาหกิจชุมชน กลุ่มเกษตรกร ประชาชนในพื้นที่ห่างไกลทุรกันดาร โดยให้การสนับสนุนในรูปแบบของการร่วมจ่าย (Co-pay) ตามสัดส่วนหรือเงื่อนไขที่คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานกำหนดในแต่ละกลุ่มเป้าหมาย และ (2) การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน โดยการสนับสนุนการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน สนับสนุนในลักษณะเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนตามค่าใช้จ่ายจริง แต่ไม่เกินมาตรฐานราคากลางอ้างอิงตามหลักเกณฑ์ราคากลางเกี่ยวกับการจัดซื้อจัดจ้างของหน่วยงานภาครัฐ ทั้งนี้ หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนต้องมีลักษณะ ดังนี้ ด้านการสนับสนุนนโยบาย ต้องเป็นหน่วยงานของรัฐที่มีอำนาจหน้าที่หรือมีภารกิจในการขับเคลื่อนนโยบายและแผนงาน ที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงาน หรือมีหน้าที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนา จัดทำ หรือผลักดันมาตรฐานที่เกี่ยวข้องกับการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และด้านการกำกับ ดูแล หรือบังคับใช้ภายใต้ข้อกฎหมาย ต้องเป็นหน่วยงานของรัฐที่มีอำนาจหน้าที่หรือมีภารกิจกำกับ ดูแล เกี่ยวกับกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ มาตรฐาน ข้อกำหนดการปฏิบัติเกี่ยวกับด้านพลังงาน โดยต้องแสดงรายละเอียดอำนาจหน้าที่หรือภารกิจตามกฎหมายของหน่วยงานในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินโครงการ
ข. การค้นคว้า วิจัย การศึกษาเกี่ยวกับการพัฒนา การส่งเสริมและการอนุรักษ์พลังงาน การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานและเกี่ยวกับการกำหนดนโยบายและวางแผนพลังงาน เป็นเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนการค้นคว้า วิจัย การศึกษาเกี่ยวกับการพัฒนา การส่งเสริมและการอนุรักษ์พลังงานการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และเกี่ยวกับการกำหนดนโยบายและวางแผนพลังงานที่มีลักษณะเป็นไปตามหลักเกณฑ์การสนับสนุนข้อใดข้อหนึ่งหรือหลายข้อ ดังนี้ (1) การวิจัยเพื่อสร้างงานต้นแบบ (Prototype) หรือนวัตกรรม ซึ่งจะส่งผลต่อการนำไปสาธิตต้นแบบสร้างนวัตกรรม และขยายผลเชิงพาณิชย์ได้ โดยมีระดับความพร้อมทางเทคโนโลยี (Technology Readiness Levels: TRLs) ตั้งแต่ระดับ 4 ขึ้นไป (2) การวิจัยเชิงนโยบายที่มีผลทำให้หน่วยงานรัฐสามารถนำไปออกระเบียบ ข้อบังคับ หรือกฎหมาย ให้กิจการประเภทเดียวกันต้องปฏิบัติตามอย่างต่อเนื่อง และต้องมีโอกาสนำไปขยายผล หรือบังคับที่เป็นรูปธรรมอย่างต่อเนื่อง (3) การวิจัย พัฒนา เทคโนโลยีและนวัตกรรมด้านการอนุรักษ์พลังงานที่มีศักยภาพขยายผล หรือผลักดันในเชิงธุรกิจ (4) การวิจัยที่แก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานที่มีปัญหา มาจากผู้ประกอบการ และพร้อมนำผลการวิจัยไปดำเนินการและขยายผล (5) การวิจัยที่มีโอกาสนำไปขยายผลในรูปแบบการบรรจุในหลักสูตรเพื่อการศึกษา หรือบังคับใช้ในหน่วยงานของตนเองหรือที่มีแนวโน้มนำมาสู่การอนุรักษ์พลังงานที่เป็นรูปธรรม อย่างต่อเนื่อง และ (6) การวิจัย พัฒนา เทคโนโลยีและนวัตกรรมด้านการอนุรักษ์พลังงานในระดับชุมชน ทั้งนี้ โครงการค้นคว้า วิจัย การศึกษาเกี่ยวกับการพัฒนา การส่งเสริม และการอนุรักษ์พลังงาน การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน ควรคำนึงถึงศักยภาพการอนุรักษ์พลังงาน ตลอดจนการลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Greenhouse Gases) ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) โครงการที่ขอรับการสนับสนุนต้องไม่ซ้ำซ้อนหรือเคยมีโครงการที่มีลักษณะเช่นเดียวกันวิจัยมาก่อน และต้องไม่เป็นโครงการที่มีลักษณะการดำเนินโครงการวัตถุประสงค์หลักเพื่อการประกอบกิจการไฟฟ้า หรือการป้องกันแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการไฟฟ้า (2) การรับการสนับสนุนทุนวิจัย การดำเนินโครงการวิจัย เป็นไปตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และพระราชบัญญัติส่งเสริมการใช้ประโยชน์ผลงานวิจัยและนวัตกรรม พ.ศ. 2564 (3) ผลการวิจัยที่เกิดภายใต้การสนับสนุนเงินจากกองทุนให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 (4) หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนต้องเป็นหน่วยงานของรัฐ หรือสถาบันการศึกษา ที่มีภารกิจเพื่อส่งเสริม สนับสนุน หรือขับเคลื่อนงานวิจัยและนวัตกรรม หรือหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจากกระทรวงพลังงานเพื่อส่งเสริม สนับสนุน หรือขับเคลื่อนงานวิจัยและนวัตกรรม
ค. โครงการสาธิต หรือโครงการริเริ่มที่เกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานหรือการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน เป็นเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนโครงการด้านสาธิต หรือโครงการริเริ่มที่เกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานหรือการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานที่มีลักษณะเป็นไปตามหลักเกณฑ์การสนับสนุนข้อใดข้อหนึ่งหรือหลายข้อ ดังนี้ (1) การใช้เทคโนโลยี นวัตกรรม ระบบ การบริหาร วิธีการ หรือรูปแบบใหม่ที่ยังไม่เคยนำไปดำเนินการ หรือยังไม่มีผลลัพธ์เชิงประจักษ์อย่างชัดเจน หรือมีลักษณะสนับสนุนนวัตกรรมใหม่ เพื่อแสดงถึงความคุ้มค่า มีโอกาสนำมาเผยแพร่ เป็นตัวอย่างและขยายผลหรือการสนับสนุนกลุ่มเป้าหมายได้ ในวงกว้าง (2) การใช้เทคโนโลยี นวัตกรรม ระบบ การบริหาร วิธีการ หรือรูปแบบที่เคยดำเนินการมาแล้ว และเป็นเรื่องที่รับทราบอย่างแพร่หลายหรือใช้งานเชิงพาณิชย์ ต้องมีเหตุผลถึงความแตกต่างและความจำเป็นที่ต้องดำเนินการพัฒนา หรือสาธิต (3) นวัตกรรมจากงานวิจัยที่ประสบความสำเร็จ และมีความประสงค์จะพัฒนาไปเป็นต้นแบบสำหรับการขยายผลเชิงประจักษ์ (4) การแก้ปัญหาอุปสรรคที่ก่อให้เกิดปัญหาต่อการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และต้องเป็นเทคโนโลยีหรืออุปกรณ์ที่ยังไม่เคยมีผลของการแก้ปัญหาในการเพิ่มประสิทธิภาพอันเป็นที่ประจักษ์ และยอมรับอย่างกว้างขวางมาก่อน และ (5) มีลักษณะสาธิตในพื้นที่เฉพาะ มีศักยภาพที่แตกต่างกันมีลักษณะการบริหารจัดการในสังคมที่แตกต่างกัน และยังไม่เคยดำเนินการในพื้นที่นั้นมาก่อน ใช้เป็นต้นแบบนำไปขยายผลให้หน่วยงานต่าง ๆ ทั้งนี้ ให้การสนับสนุนบางส่วนหรือเต็มจำนวน ขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีที่จะนำมาสาธิตในโครงการ โดยให้ความสำคัญกับเทคโนโลยีที่พัฒนาโดยคนไทย ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนต้องเป็นหน่วยงานของรัฐ หรือสถาบันการศึกษา ที่มีภารกิจเพื่อส่งเสริม สนับสนุน หรือขับเคลื่อนงานวิจัย นวัตกรรม และสาธิต หรือหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจากกระทรวงพลังงานเพื่อส่งเสริม สนับสนุน หรือขับเคลื่อนงานวิจัย นวัตกรรม และสาธิต
ง. การศึกษา การฝึกอบรม และการประชุมเกี่ยวกับพลังงาน เป็นเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนการศึกษา การฝึกอบรม และการประชุมเกี่ยวกับพลังงานที่มีลักษณะเป็นไปตามหลักเกณฑ์การสนับสนุนข้อใดข้อหนึ่งหรือหลายข้อ ดังนี้ (1) การพัฒนาบุคลากร เครือข่ายพลังงาน และผู้ที่เกี่ยวข้องให้มีความรู้ ความสามารถ และความเชี่ยวชาญ เพื่อเป็นส่วนหนึ่งในกลไกของการพัฒนาหรือสนับสนุนส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยเน้นการทำงานร่วมกันระหว่างกระทรวงพลังงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และให้หมายรวมถึงการสนับสนุนทุนวิจัย ทุนการศึกษา แก่นักศึกษาระดับอุดมศึกษาที่มีการศึกษาเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน (2) การพัฒนาหลักสูตรหรือพัฒนาสื่อ หรือจัดฝึกอบรมให้แก่บุคลากรของกระทรวงพลังงาน ตลอดจนประชาชนทั่วไป เยาวชน นักเรียน นักศึกษา และผู้นำชุมชน ให้มีความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน และนำความรู้ที่ได้รับไปเผยแพร่ได้ต่อไป เช่น หลักสูตรฝึกอบรม การดูงาน การจัดทำสื่อการเรียนรู้ เป็นต้น (3) การจัดประชุมสัมมนาด้านวิชาการเกี่ยวกับพลังงานเพื่อให้ผู้เข้าร่วมสัมมนาได้รับความรู้ ความเข้าใจ หรือเพื่อเปิดโอกาสให้ปรึกษาแลกเปลี่ยนประสบการณ์ระหว่างผู้เข้าสัมมนาเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน หรือการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน (4) การให้ทุนการศึกษาแก่บุคลากรของหน่วยงานของรัฐ และสถาบันการศึกษาในการศึกษาต่อในประเทศ (ระดับปริญญาตรี ปริญญาโท และปริญญาเอก) และการศึกษาต่อในต่างประเทศ (ระดับปริญญาโท และปริญญาเอก) และการศึกษาหลักสูตรระยะสั้นทั้งในและต่างประเทศ เพื่อผลิตบุคลากรที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญในสาขาที่เกี่ยวข้องกับการอนุรักษ์พลังงาน (5) การให้ทุนอุดหนุนการวิจัยสำหรับนักศึกษาเพื่อเป็นแรงจูงใจให้นักศึกษาในมหาวิทยาลัยของรัฐและเอกชน หันมาให้ความสนใจในการทำวิจัยด้านการจัดการพลังงาน เทคโนโลยีด้านการอนุรักษ์พลังงาน และ (6) การพัฒนาวิทยาลัยพลังงานของกระทรวงพลังงาน เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับความสำคัญของพลังงานต่อการดำเนินชีวิตและการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ การจัดหาพลังงานในรูปแบบต่าง ๆ และกระตุ้นความสนใจในการวิเคราะห์แนวทางเพื่อตอบสนองความต้องการพลังงานในอนาคต ปลูกฝังให้มีจิตสำนึกในการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) โครงการควรมีกิจกรรมประเมินผลการนำความรู้ไปใช้ประโยชน์ หรือผลกระทบด้านการอนุรักษ์พลังงานที่เกิดขึ้น (2) โครงการประเภททุนการศึกษา และทุนอุดหนุนการวิจัยจะให้การสนับสนุนผ่านหน่วยงานที่มีบทบาทในการขับเคลื่อนนโยบายด้านพลังงาน เพื่อดำเนินการให้แก่บุคลากรของหน่วยงานของรัฐ และสถาบันการศึกษา และ (3) หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนต้องเป็นหน่วยงานของรัฐ หรือสถาบันการศึกษา
จ. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และการประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการพัฒนาการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน เป็นเงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนการโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และการประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการพัฒนาการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงานที่มีลักษณะเป็นไปตามหลักเกณฑ์การสนับสนุนข้อใดข้อหนึ่งหรือหลายข้อ ดังนี้ (1) กิจกรรมเผยแพร่นโยบาย มาตรการการเพิ่มประสิทธิภาพ หรือผลงานโครงการที่เกี่ยวกับด้านพลังงานที่ประสบความสำเร็จในการพัฒนาการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และเป็นเป้าหมายในการนำไปสู่การขยายผลหรือทำให้ประชาชนเข้าใจ หรือมีทัศนคติที่ดีต่อกระทรวงพลังงาน (2) กิจกรรมสร้างความรู้ ความเข้าใจ ปลูกจิตสำนึก และสร้างความตระหนักเรื่องการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ การผลิตและการใช้พลังงานทดแทน (3) กิจกรรมเผยแพร่การผลิตและการใช้ประโยชน์จากเทคโนโลยีด้านพลังงานที่ประสบความสำเร็จ และ (4) สื่อที่จะใช้ต้องสอดคล้องและเหมาะสมกับกลุ่มเป้าหมาย สามารถวัดผลการรับสื่อได้อย่างชัดเจนเป็นรูปธรรม ซึ่งมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) สื่อที่จะใช้ต้องสอดคล้องและเหมาะสมกับกลุ่มเป้าหมาย สามารถวัดผลการรับสื่อได้อย่างชัดเจน (2) การประชาสัมพันธ์สร้างความรู้ ควรมีข้อมูลสำรวจหรือประเมินระดับความรู้ในประเด็นต่าง ๆ ของกลุ่มเป้าหมาย เพื่อเป็นข้อมูลในการกำหนดเนื้อหาที่จะสื่อสารให้ความรู้ กำหนดเป้าหมายระดับความรู้ที่คาดหวังและเป็นข้อมูลอ้างอิงในการประเมินผลหลังการประชาสัมพันธ์ (3) กรณีหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงานขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ต้องผ่านคณะกรรมการหรือคณะทำงานที่ได้รับมอบหมายจากกระทรวงพลังงานก่อน เพื่อกำหนดกรอบ แนวทาง แผนการดำเนินงานประชาสัมพันธ์ให้เป็นไปตามนโยบาย มาตรการ แผนงานด้านประชาสัมพันธ์ของกระทรวงพลังงาน โดยแสดงเอกสารผลการพิจารณาของคณะกรรมการฯ เพื่อยืนยันข้อมูล เช่น มติการประชุม หรือรายงานการประชุม หรือการแจ้งผลการพิจารณา หรือเอกสารที่เกี่ยวข้องต่าง ๆ ณ วันที่ยื่นข้อเสนอโครงการผ่านระบบอิเล็กทรอนิกส์กับกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ยกเว้นโครงการประชาสัมพันธ์ เผยแพร่ข้อมูลข่าวสารที่เกี่ยวข้องกับกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ ส.กทอ. ที่ให้เสนอผ่านคณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการที่ได้รับมอบหมาย และ (4) หน่วยงานผู้ขอรับการสนับสนุนต้องเป็นหน่วยงานของรัฐที่มีหน้าที่โดยตรงด้านพลังงาน หรือที่มีหน้าที่โดยตรงกับงานสื่อสาร ประชาสัมพันธ์ และให้ข้อมูลข่าวสารด้านพลังงาน
3.2.4 มาตรา 25 (4) เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารงานการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติ และตามบันทึกข้อตกลงการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ระหว่างกระทรวงการคลังกับกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดให้กองทุนเป็น “ทุนหมุนเวียนที่มีความพร้อมในการบริหารจัดการ” และเร่งรัดให้มีการดำเนินงานให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 และโดยที่ ส.กทอ. เป็นสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และคณะอนุกรรมการ ที่คณะกรรมการแต่งตั้ง และมีอำนาจหน้าที่ในการดำเนินงานต่าง ๆ ในภารกิจที่เกี่ยวกับกองทุน จึงมีความจำเป็นในการใช้งบประมาณเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพด้านการบริหารจัดการกองทุน อาทิ การดำเนินงานตามภารกิจ การจัดการระบบเทคโนโลยีสารสนเทศและดิจิทัลเพื่อรองรับการบริหารจัดการเงินกองทุนให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เพิ่มศักยภาพการปฏิบัติงานของพนักงานกองทุน ค่าเช่าหรือค่าย้ายที่ตั้งสำนักงาน รวมทั้งการบริหารทรัพยากรบุคคลที่จะต้องมีการทบทวนสวัสดิการและสิทธิประโยชน์สำหรับพนักงานกองทุนเพื่อเป็นขวัญและกำลังใจในการปฏิบัติงาน และพัฒนากองทุนให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 โดยมีหลักเกณฑ์ในการสนับสนุนในเรื่องต่าง ๆ ดังนี้ (1) การใช้จ่ายเงินตามแผนการบริหารจัดการ ส.กทอ. ได้แก่ 1) งบบุคลากร 2) งบดำเนินงาน 3) งบลงทุน และ 4) งบรายจ่ายอื่น (2) การใช้จ่ายเงินในโครงการที่ต้องดำเนินการตามแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ประจำปี แผนปฏิบัติการด้านการบริหารทรัพยากรบุคคลประจำปี และแผนปฏิบัติการดิจิทัลประจำปี (3) การใช้จ่ายเงินในการบริหารจัดการสารสนเทศและดิจิทัล เช่น การจัดให้มีระบบการบริหารจัดการสารสนเทศที่สนับสนุนการตัดสินใจของคณะกรรมการและ/หรือผู้บริหารกองทุน (EIS/MIS) ระบบสารสนเทศที่สนับสนุนผู้ใช้บริการภายในกองทุน ระบบสารสนเทศที่สนับสนุนผู้ใช้บริการภายนอกกองทุน และตอบสนองต่อนโยบายด้านดิจิทัล รวมทั้งนโยบายต่าง ๆ ที่สำคัญของภาครัฐ และ (4) การใช้จ่ายเงินในการบริหารทรัพยากรบุคคล (Human Resource Management : HRM) และการพัฒนาทรัพยากรบุคคล (Human Resource Development : HRD) สภาพแวดล้อมที่สนับสนุนงานด้านทรัพยากรบุคคล (HR Enabler) ได้แก่ การสร้างความผูกพันและความพึงพอใจของบุคลากร (Employee Engagement & Satisfaction) เช่น อัตราค่าตอบแทนพนักงาน สวัสดิการและสิทธิประโยชน์สำหรับพนักงาน ความปลอดภัย/สุขอนามัย/สภาพแวดล้อมในการทำงาน (Safety/Health/ Environment : SHE) ระบบสารสนเทศที่สนับสนุนงานด้านทรัพยากรบุคคล (HR Information System : HRIS) ซึ่งมีเงื่อนไขตามลักษณะงานและให้ลำดับความสำคัญ ดังนี้ (1) เพื่อขับเคลื่อนภารกิจของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (2) เพื่อขับเคลื่อนภารกิจของ ส.กทอ. (3) เพื่อปฏิบัติหน้าที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการและคณะอนุกรรมการ และ (4) ส.กทอ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นผู้รับการสนับสนุน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2568
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
ประธานฯ ได้แจ้งต่อที่ประชุมทราบว่า นายกรัฐมนตรีในฐานะประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ขอให้ที่ประชุมพิจารณาหารือเกี่ยวกับเรื่องที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้ประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed – in-Tariff (FiT) ปี 2565 - 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 (เพิ่มเติม) พ.ศ. 2567 ซึ่งทำให้เกิดข้อสงสัยกับประชาชนเรื่องความถูกต้องของกระบวนการ และวิธีการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนดังกล่าว และเพื่อประโยชน์สูงสุดของประเทศชาติและราชการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด สำหรับปี 2565 – 2573 ปริมาณรวม 3,668.5 เมกะวัตต์ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้ให้ความเห็นชอบไว้ เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 โดยเป็นการชะลอการลงนามสัญญากับ 3 การไฟฟ้าไว้ก่อน เพื่อดำเนินการตรวจสอบความถูกต้อง
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามข้อ 1
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ในประเด็น ข้อกฎหมายและอำนาจหน้าที่ของ กพช. และให้นายกรัฐมนตรี ในฐานะประธาน กพช. มีอำนาจพิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการตรวจสอบข้อเท็จจริง ในเรื่องดังกล่าวได้
กพช. ครั้งที่ 169 วันอังคารที่ 26 พฤศจิกายน 2567
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2567 (ครั้งที่ 169)
วันอังคารที่ 26 พฤศจิกายน 2567
3. รายงานผลการดำเนินงานตามมติคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน ประจำปี 2566
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นางสาวแพทองธาร ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement : Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA) (โครงการนำร่องฯ) โดยกำหนดปริมาณกรอบเป้าหมายไม่เกิน 2,000 เมกะวัตต์ โดยอนุญาตให้เฉพาะบริษัท Data Center ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามข้อกำหนดจากบริษัทแม่ และต้องเป็นการดำเนินการที่เท่าเทียมกันในทุกประเทศที่ไปลงทุนซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่และไม่มีการขายไฟฟ้ากลับเข้าสู่ระบบไฟฟ้าของประเทศ พร้อมทั้งมอบหมายกระทรวงพลังงาน (พน.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) ร่วมกันจัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ และเงื่อนไขการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ดังกล่าว ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป และมอบหมาย กกพ. จัดทำอัตราค่าบริการการใช้และเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA) ที่ครอบคลุมค่าบริการต่าง ๆ เช่น (1) ค่าบริการระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) (2) ค่าบริการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Connection Charge) (3) ค่าบริการความมั่นคงระบบไฟฟ้า (System Security Charge หรือ Ancillary Services Charge) (4) ค่าบริการหรือค่าปรับในการปรับสมดุลหรือบริหารปริมาณไฟฟ้า (Imbalance Charge) (5) ค่าใช้จ่ายเชิงนโยบาย (Policy Expenses) และค่าบริการหรือค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศ และสอดรับกับข้อเสนออัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff : UGT) ที่อยู่ระหว่างการดำเนินการด้วย ทั้งนี้ ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
2. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2567 พน. กกพ. และ BOI ได้มีการประชุมหารือมาตรการ Direct PPA เพื่อหารือแนวทางการจัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ และเงื่อนไข การดำเนินการโครงการนำร่องฯ สรุปได้ดังนี้
2.1 หลักการนโยบายสำหรับโครงการนำร่องฯ ประกอบด้วย (1) กลุ่มเป้าหมายของโครงการนำร่องฯ จะต้องเป็นบริษัทที่ดำเนินธุรกิจในด้าน Data Center โดยต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่ และเป็นการลงทุนใหม่ เพื่อให้ประเทศไทยมีความพร้อมรองรับและดึงดูดการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนและสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งจะเป็นการสนับสนุนให้เกิดการสร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจและสังคมของประเทศ (2) การดำเนินการโครงการนำร่องฯ จะต้องเป็นการดำเนินการในรูปแบบของการขายพลังงานไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรงผ่านการขอใช้บริการ TPA และไม่มีการขายพลังงานไฟฟ้ากลับมาให้ภาครัฐ (3) ผู้ผลิตไฟฟ้า (Supply) สำหรับโครงการนำร่องฯ ต้องเป็นโรงไฟฟ้าใหม่ที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับภาครัฐ เช่น ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า หรือโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดสัญญากับการไฟฟ้าแล้ว เป็นต้น โดยต้องเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar) หรือ พลังงานลม (Wind) ทั้งนี้สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (Battery Energy Storage System) ร่วมด้วยได้ (4) กรอบเป้าหมายในการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ปริมาณไม่เกิน 2,000 เมกะวัตต์ ซึ่งเป้าหมายดังกล่าวได้ถูกบรรจุลงในร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP2024) ในส่วนของกำลังผลิต (Supply) แล้ว โดยเมื่อได้มีการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ไปแล้วในส่วนของ Supply ในปริมาณเท่าใดจะถูกนำออกจากร่างแผน PDP2024 และหากการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ไม่ครบตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ จำนวน 2,000 เมกะวัตต์ ปริมาณในส่วนที่เหลือจะถูกนำไปรวมในร่างแผน PDP2024 ที่จะกำหนดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของประเทศในรูปแบบปกติในอนาคตต่อไป และ (5) การจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA Code) และอัตราค่าบริการ TPA จะต้องมีการพิจารณาให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศ รวมถึงจะต้องสอดรับกับข้อเสนออัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff : UGT) ที่อยู่ระหว่างการดำเนินการด้วย
2.2 การลงทุนขนาดใหญ่สำหรับโครงการด้าน Data center ได้มีการกำหนดเงื่อนไขมูลค่าเงินลงทุนต่อโครงการไว้ที่ 5,000 ล้านบาทขึ้นไป และจากข้อมูลการหารือของ BOI กับนักลงทุนในธุรกิจด้าน Data Center สำหรับการลงทุนขนาดใหญ่หรือระดับ Hyperscale ในปัจจุบัน พบว่า มีบริษัท Data Center ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าพลังงานสะอาดผ่านกลไก Direct PPA ที่อยู่ระหว่างการพิจารณาขยายการลงทุนในประเทศไทย หรือที่ได้รับการส่งเสริมการลงทุนจาก BOI แล้ว มีจำนวน 8 บริษัท โดยส่วนใหญ่จะมีพื้นที่การดำเนินการในบริเวณเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (Eastern Economic Corridor : EEC) ซึ่งมีปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 1,700 เมกะวัตต์ และเบื้องต้นในปี 2569 คาดว่าจะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าพลังงานสะอาดประมาณ 400 เมกะวัตต์ ซึ่งสอดคล้องกับกรอบปริมาณเป้าหมายของการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ที่กำหนดไว้ 2,000 เมกะวัตต์ โดยคาดว่าจะมีนักลงทุนที่สนใจเข้ามาลงทุน Data Center ในประเทศไทยอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ กกพ. และ BOI จะมีการหารือกับนักลงทุน Data Center เพิ่มเติม ก่อนที่จะมีการกำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขและพิจารณาอัตรา TPA สำหรับการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ต่อไป
2.3 นอกจากกลไก Direct PPA จะสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้แล้ว อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวหรือ UGT ที่ กกพ. อยู่ระหว่างการดำเนินการ ก็เป็นทางเลือกหนึ่งให้นักลงทุนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้เช่นกัน โดย กกพ. ได้กำหนด UGT เป็น 2 รูปแบบ ได้แก่ (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวแบบไม่เจาะจงแหล่งที่มา (UGT1) และ (2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวแบบเจาะจงแหล่งที่มา (UGT2) ทั้งนี้ กกพ. มีกำหนดแผนที่จะประกาศอัตรา UGT1 ภายในเดือนพฤศจิกายน 2567 และประกาศอัตรา UGT2 ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2568
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามมาตรการในการให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ศึกษาแนวทางการส่งเสริมและศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่าง ๆ เพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ของประเทศ และนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ทั้งนี้อาจทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ในการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง
2. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา และต่อมาเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้เห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม)
3. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 กบง. มีมติรับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยที่ประชุมได้มีความเห็นต่อผลการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนดไว้ พร้อมทั้งนำเสนอแนวทางในการดำเนินการต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) พร้อมทั้งเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป โดยมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 กพช. มีมติรับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้ กบง. พิจารณา และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป โดยมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2567 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 และมีมติดังนี้
4.1 เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 ในข้อ 3 และข้อ 4 โดยสรุปได้ดังนี้ ข้อ 3 การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 และ ข้อ 4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามตารางที่ 1 ในข้อ 2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 เสร็จสิ้น และมีแนวทางการดำเนินการ คือ (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) ที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้ (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้วในข้อ 4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเป็นการทั่วไป ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ ขยะอุตสาหกรรม และ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพของโครงข่ายระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 4 (1) ให้แล้วเสร็จก่อนที่จะดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 4 (2) ต่อไป ทั้งนี้หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับและไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า
4.2 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 โดยขอให้ดำเนินการให้ถูกต้องตามกฎหมาย และคำนึงถึงประชาชนเป็นหลัก
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานตามมติคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน ประจำปี 2566
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 และ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2551 ตามมาตรา 6 กำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี (2) กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบาย และแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ (3) ติดตาม ดูแล ประสาน สนับสนุนและเร่งรัดการดำเนินการของคณะกรรมการทั้งหลายที่มีอำนาจหน้าที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน เพื่อให้มีการดำเนินการให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และ (4) ประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563 มีคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563 มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงาน (2) เสนอความเห็นเกี่ยวกับแผนงานและโครงการทางด้านพลังงานของหน่วยงานรวมทั้งเสนอความเห็นเกี่ยวกับการจัดลำดับความสำคัญของแผนงานและโครงการดังกล่าวด้วย (3) เสนอแนะนโยบายและมาตรการทางด้านราคาพลังงาน และกำกับการเปลี่ยนแปลงของอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (4) พิจารณาและเสนอความเห็นต่อ กพช. เกี่ยวกับพระราชกฤษฎีกา กฎกระทรวง และมาตรการอื่นๆ ที่จะออกตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (5) ขอให้กระทรวง ทบวง กรม ราชการส่วนท้องถิ่น รัฐวิสาหกิจหรือบุคคลใด ๆ เสนอรายละเอียดทางวิชาการ การเงิน สถิติ และเรื่องต่างๆ ที่จำเป็นที่เกี่ยวข้องกับนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศได้ (6) ปฏิบัติงานอื่น ๆ ตามที่ กพช. หรือประธาน กพช. มอบหมาย และ (7) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น ซึ่งที่ผ่านมา สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ดำเนินการรวบรวมมติของคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน (กพช. และ กบง.) ที่มีการประชุมในรอบปีปฏิทิน และนำมาเป็นข้อมูลในการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินงานตามมติที่ได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานที่ได้รับมติเป็นรายปี โดยกำหนดให้จัดส่งผลการดำเนินการตามมติ กพช. และ กบง. ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ภายในระยะเวลาที่กำหนด ซึ่งผลการติดตามความก้าวหน้าดังกล่าว จะนำมาสรุปและจัดทำเล่มรายงานผลการดำเนินตามมติคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงานประจำปี ก่อนนำส่งให้คณะกรรมการด้านนโยบายพลังงานได้รับทราบและเผยแพร่ต่อสาธารณะต่อไป
2. ในปี 2566 สนพ. ได้มีการจัดประชุมคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน จำนวนทั้งสิ้น 11 ครั้ง มีเรื่องเสนอเพื่อทราบ จำนวน 13 วาระ และเรื่องเพื่อพิจารณา จำนวน 38 วาระ โดยแบ่งเป็นการประชุม กพช. จำนวน 3 ครั้ง มีเรื่องเสนอเพื่อทราบ จำนวน 5 วาระ โดยดำเนินการแล้วเสร็จ 4 วาระ และอยู่ระหว่างดำเนินการ 1 วาระ เรื่องเพื่อพิจารณา จำนวน 13 วาระ โดยดำเนินการแล้วเสร็จ 4 วาระ และอยู่ระหว่างดำเนินการ 9 วาระ และเป็นการประชุม กบง. จำนวน 8 ครั้ง มีเรื่องเสนอเพื่อทราบ จำนวน 8 วาระ โดยดำเนินการแล้วเสร็จ 8 วาระ เรื่องเพื่อพิจารณา จำนวน 25 วาระ โดยดำเนินการแล้วเสร็จ 23 วาระ และอยู่ระหว่างดำเนินการ 2 วาระ ซึ่งรายงานผลการดำเนินงานตามมติคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ส่วนที่ 1 คณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน ประกอบด้วย อำนาจหน้าที่ องค์ประกอบของคณะกรรมการภายใต้ กพช และ กบง. คณะอนุกรรมการและคณะกรรมการที่แต่งตั้งภายใต้ กพช. และ กบง. ส่วนที่ 2 ผลการดำเนินงานตามมติคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงาน แบ่งตามมาตรการขับเคลื่อนด้านพลังงาน 7 มาตรการ สรุปได้ดังนี้ 1) มาตรการเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่ปรับตัวสูงขึ้น ได้แก่ (1) การช่วยเหลือค่าไฟฟ้างวดประจำเดือนมกราคมถึงเมษายน 2566 โดยเป็นเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี เป็นเงินรวม 2,344.587 ล้านบาท และเงินสนับสนุนจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นเงินรวม 3,192.926 ล้านบาท (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ซึ่งข้อมูล ณ สิ้นเดือนกันยายน 2566 มีการใช้เงินอุดหนุนกลุ่มน้ำมันสำเร็จรูป ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 และ E85 คิดเป็นเงินประมาณ 32,366 ล้านบาท (3) ราคา NGV โดยตั้งแต่เดือนมกราคมถึงเดือนธันวาคม 2566 ปตท. มีการช่วยเหลือราคา NGV สำหรับกลุ่มรถทั่วไป กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และกลุ่มผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในโครงการ“เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” คิดเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 5,453 ล้านบาท และมีการขยายมาตรการช่วยเหลือราคา NGV ผ่านโครงการบัตรสิทธิประโยชน์สำหรับรถแท็กซี่ รถโดยสารสาธารณะ รถบรรทุก และรถทั่วไป ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึง 31 ธันวาคม 2568 และ (4) ราคาขายปลีก LPG มีการคงราคาขายปลีกก๊าซ LPG จาก 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่ 1 มกราคม 2566 ถึง 31 ธันวาคม 2566 โดย กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการราคาก๊าซ LPG ซึ่งข้อมูล ณ สิ้นเดือนกันยายน 2566 มีการใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอุดหนุนกลุ่มก๊าซ LPG เป็นเงินรวมประมาณ 17,684 ล้านบาท 2) มาตรการบริหารจัดการเพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติพลังงาน มีผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคมถึงเดือนธันวาคม 2566 ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถดำเนินการได้ 615.1 ล้านลิตร (2) การเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 สามารถดำเนินการได้ 1,874.3 ล้านหน่วย (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า สามารถดำเนินการได้ 563.67 ล้านหน่วย (4) การรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น สามารถดำเนินการได้ 155.12 ล้านหน่วย (5) การรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว สามารถดำเนินการได้ 11.181 ล้านหน่วย (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม สามารถดำเนินการได้ 115,671 ตันเทียบเท่า LNG (7) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP Firm ประเภท Co-generation ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ สามารถดำเนินการได้ 7,108 ต้นเทียบเท่า LNG (8) การจัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด สามารถดำเนินการได้เฉลี่ยเดือนละ 168 MMscfd และ (9) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมี และภาคอุตสาหกรรม สามารถดำเนินการได้ 153,810 ตันเทียบเท่า LNG 3) มาตรการบริหารจัดการด้านไฟฟ้า ได้แก่ (1) การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดย (1.1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาสำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย กกพ. ออกประกาศเชิญชวนเพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา เป็นไปตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP 2018 Rev.1 จำนวนไม่เกิน 90 MW อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.20 บาท/หน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ซึ่งข้อมูล ณ 30 กันยายน 2566 มีบ้านอยู่อาศัยที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในปี 2565 – 2566 จำนวน 8,789 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48,134 kW และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว จำนวน 4,829 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 26,467 kW (1.2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 กกพ. ได้เห็นชอบรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากที่ได้รับการคัดเลือก สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 จำนวน 13 ราย ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 100 MW ซึ่งได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเรียบร้อยแล้ว และสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 จำนวน 175 ราย ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,852.26 MW แบ่งเป็น พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน จำนวน 24 ราย (994.06 MW) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน จำนวน 129 ราย (2,368 MW) ซึ่งพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเรียบร้อยแล้ว สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย (1,490.20 MW) ยังไม่ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาร่างระเบียบและร่างประกาศการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรมให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 (1.3) แนวนโยบายกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตามการดำเนินงานตามแนวนโยบายกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ เพื่อเร่งรัดติดตามและกำกับดูแลการดำเนินงานให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และ (1.4) กระทรวงพลังงาน (พน.) อยู่ระหว่างรอผลการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เกี่ยวกับแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการเซกอง 4A และ 4B กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการเซกอง 4A และ 4B ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซกอง 4A และ 4B เรียบร้อยแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 และโครงการน้ำงึม 3 อยู่ระหว่างการหารือร่วมกันระหว่าง พน. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ในการขอขยายอายุ Tariff MOU จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2568 และ (3) โครงสร้างราคาไฟฟ้า กกพ. ได้ดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 และมอบหมายให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ดำเนินการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าต่อไป 4) มาตรการบริหารจัดการด้านก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ (1) แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีการดำเนินการของแต่ละหน่วยงาน ดังนี้ (1.1) กกพ. ได้มีการดำเนินการปรับ TPA Code ของ Terminal และ TSO Code ของระบบท่อแล้ว มีการออกใบอนุญาตบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติให้แก่ ปตท. อายุ 5 ปีนับแต่วันที่ออกใบอนุญาต และมีเงื่อนไขในการประกอบกิจการ 13 ข้อ โดยมีเงื่อนไขที่กำหนดระยะเวลาให้ Pool Manager เร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จเพื่อเริ่มประกอบกิจการโดยเร็ว โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินการได้ภายในเดือนมีนาคม 2567 มีการออกหลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้บริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ Pool Manager รวมทั้งออก Ring-Fencing Guideline เพื่อใช้ในการกำกับดูแล Pool Manager ซึ่งในระยะแรกภาคนโยบายยังให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน แต่ต้องมีการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน มีการประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำกับดูแลการบริหารจัดการ Bypass Gas ได้มีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2565 ซึ่งระบุให้ Shipper บริหารจัดการ Bypass Gas ในปริมาณเท่าที่จำเป็น และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติตามที่ กกพ. กำหนด และอยู่ระหว่างดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 เพื่อเสนอต่อ กกพ. กบง. กพช. ต่อไป (1.2) ปตท. ได้มีการออกประกาศเรื่องข้อกำหนดคุณภาพก๊าซธรรมชาติตามมติ กกพ. และอยู่ระหว่างยกร่างสัญญาซื้อก๊าซจาก Shipper และสัญญาขายก๊าซให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในกรณีที่สัญญาต้องผ่านความเห็นชอบจาก อส. อาจต้องจัดทำบันทึกข้อตกลงเพื่อใช้ในการซื้อขายระหว่างกันชั่วคราวก่อน และ ปตท. จัดทำแนวทางการคำนวณราคา Pool Gas นำเสนอสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ Shipper ทุกราย พิจารณาแล้ว และอยู่ระหว่างการแก้ไขร่างคู่มือการดำเนินงานและวิธีการคำนวณราคา Pool Gas นำเสนอสำนักงาน กกพ. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. รับทราบข้อเสนอแนวทางการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับเดือนมกราคม - เมษายน 2567 ของ ปตท. โดยใช้หลักการในการคำนวณปริมาณก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิต LPG เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จะเป็นไปตามสัดส่วนของปริมาณการจำหน่าย LPG เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อปริมาณการผลิตทั้งหมดของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. ตามที่ได้รายงานหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้ แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติสำหรับเดือนมกราคม – เมษายน 2567 เป็นการดำเนินการเพียงชั่วคราว จนกว่าจะมีการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. แล้วเสร็จ ซึ่งสำนักงาน กกพ.อยู่ระหว่างการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป 5) มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง โดย กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล ฉบับที่ 15 ถึงฉบับที่ 17 พ.ศ. 2566 ที่กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ทั้ง บี7 บี10 และ บี20 ให้มีสัดส่วนไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และดำเนินการประชาสัมพันธ์การใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 โดยกำหนดกลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ประกอบการ ประชาชน และสื่อมวลชน ผ่านสื่อประชาสัมพันธ์ แผ่นพับ Infographic Clip Video สกู๊ปข่าว และการแถลงข่าว เผยแพร่ผ่านช่องทางต่าง ๆ เช่น Social Media โทรทัศน์ และวิทยุ และอยู่ระหว่างจัดทำร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร และกำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภทได้แก่ น้ำมันดีเชลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 โดยกำหนดวันบังคับใช้ตั้งแต่ 1 พฤษภาคม 2567 6) มาตรการบริหารจัดการด้านอนุรักษ์พลังงาน ได้แก่ (1) หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอยู่ระหว่างดำเนินการตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 (2) กบง. มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (2.1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2.2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (2.3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (2.4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (2.5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (2.6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง (2.7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง และมอบหมายให้นำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ 7) มาตรการบริหารจัดการด้านอื่น ๆ ได้แก่ (1) คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติรับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 และพ.ศ. 2565 ของ กกพ. และสำนักงาน กกพ. (2) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ลงนามในคำสั่ง กบง. ที่ 1/2566 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 คำสั่ง กบง. ที่ 2/2566 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตามการดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ คำสั่ง กบง. ที่ 1/2567 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ และคำสั่ง กบง. ที่ 2/2567 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน และส่วนที่ 3 มติคณะรัฐมนตรีที่คณะกรรมการนโยบายด้านพลังงานเห็นชอบ เป็นมติที่ ครม. ให้ความเห็นชอบตามแนวทางหรือมติที่คณะกรรมการนโยบายด้านพลังงานดำเนินการ
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมติคณะกรรมการด้านนโยบายพลังงานประจำปี 2566
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และ ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินหรือบุคคลภายนอก ซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินเป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน และให้ทำการตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภทของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี โดยให้สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินหรือผู้สอบบัญชีตามวรรคหนึ่งจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา
2. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 28 พฤศจิกายน 2566 สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้ส่งรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566 ให้สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ตามลำดับ และ สตง. ได้ตรวจสอบรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 ตามหนังสือ ที่ ตผ 0040/1128 ลงวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566 ตามหนังสือ ที่ ตผ 0040/883 ลงวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2567 เรียบร้อยแล้ว โดยเมื่อวันที่ 29 พฤษภาคม 2566 และวันที่ 27 สิงหาคม 2567 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (คณะกรรมการกองทุนฯ) ได้มีมติรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566
3. ปีงบประมาณ 2565 สตง. ได้แสดงความเห็นว่า รายงานการเงินของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กองทุนฯ) สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 “รายงานการเงินไม่ถูกต้อง”โดยมีผลกระทบจากข้อบกพร่องในการจัดทำบัญชี และรายงานการเงินของกองทุนฯ จำนวน 4 ข้อ ดังนี้ (1) การตัดรายการค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้า และรับรู้เป็นค่าใช้จ่าย จำนวน 86.13 ล้านบาท และค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้าในส่วนของเงินคงเหลือที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเบิกเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการที่ได้รับอนุมัติ ปีงบประมาณ 2560 - 2561 จำนวน 118.86 ล้านบาท ไม่มีเอกสารหลักฐานให้ตรวจสอบ จำนวน 7 โครงการ (2) การจัดประเภทค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้า จำนวน 602.49 ล้านบาท แสดงรายการเป็นสินทรัพย์หมุนเวียนอื่นทั้งจำนวน โดยไม่ได้จัดประเภทค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้าในส่วนที่คาดว่าจะได้รับประโยชน์เกินกว่าระยะเวลา 12 เดือน เป็นสินทรัพย์ไม่หมุนเวียน ตามข้อกำหนดของมาตรฐานการบัญชีภาครัฐฉบับที่ 1 เรื่อง การนำเสนอรายงานการเงิน ย่อหน้าที่ 62 (3) การบันทึกบัญชีเงินเหลือจ่ายของโครงการ สำหรับปี 2561 และ 2562 และการปรับปรุงแก้ไขข้อมูลเกี่ยวกับค่าใช้จ่ายแผนงาน - โครงการ โดยแสดงรายการเป็นผลสะสมจากการแก้ไขข้อผิดพลาดปีก่อน กองทุนได้นำไปปรับปรุงกับยอดคงเหลือของรายได้สูง/(ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสะสมต้นงวดในรายงานการเงิน สำหรับปี 2565 เป็นการไม่ปฏิบัติตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐ ฉบับที่ 3 เรื่อง นโยบายการบัญชี การเปลี่ยนแปลงประมาณการทางบัญชีและข้อผิดพลาด ย่อหน้าที่ 43 (ข) ที่กำหนดให้ปรับย้อนหลัง และ (4) การบันทึกบัญชีตามสัญญาจ้างที่ปรึกษา เลขที่ ส.กทอ. 31/2563 โดยบันทึกรับรู้รายการจัดซื้อซอฟต์แวร์ระบบปฏิบัติการต่างๆ เป็นค่าใช้จ่ายประเภทค่าใช้สอย - ค่าจ้างที่ปรึกษา ในปี 2564 ในขณะที่ซอฟต์แวร์ระบบปฏิบัติการต่าง ๆ และระบบบริหารจัดการเงินกองทุนฯ จัดเป็นสินทรัพย์ไม่มีตัวตนตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐ ฉบับที่ 31 เรื่อง สินทรัพย์ไม่มีตัวตน ส่งผลให้รายงานการเงินสำหรับปี 2565 และ 2564 ที่นำมาแสดงเปรียบเทียบ ไม่ได้แสดงรายการและเปิดเผยข้อมูลเกี่ยวกับสินทรัพย์ไม่มีตัวตนและค่าตัดจำหน่าย และเปิดเผยข้อมูลค่าใช้สอย – ค่าจ้างที่ปรึกษาสูงไป โดยระหว่างปี 2566 ส.กทอ. ได้ดำเนินการแก้ไขตามรายงานข้อเสนอแนะของ สตง. จำนวน 4 ข้อ เรียบร้อยครบถ้วนในทุกประเด็น
4. สำหรับปีงบประมาณ 2566 รายงานการเงินของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566 สตง. ได้แสดงความเห็นว่า รายงานถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2566 มีหนี้สินและสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 14,418.01 ล้านบาท (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566 มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 181.37 ล้านบาท และ (3) งบแสดงการเปลี่ยนแปลงสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566 มียอดคงเหลือของทุน 1,500.07 ล้านบาท มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสม 12,911.51 ล้านบาท และมีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน คงเหลือ 14,411.58 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติรับทราบแล้ว ส.กทอ. จะนำเสนอ ครม. เพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอกราบเรียนต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษาตามที่พระราชบัญญัติกำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ดำเนินการตามแผนการดำเนินงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในแผนปฏิบัติการด้านการกำกับกิจการพลังงาน ระยะที่ 5 (พ.ศ. 2566 - 2570) ภายใต้วิสัยทัศน์ “กำกับกิจการพลังงานเพื่อการพัฒนาที่ยั่งยืนและส่งเสริมการแข่งขันให้เหมาะสมเป็นธรรม” จำแนกตาม 5 วัตถุประสงค์ ดังนี้ วัตถุประสงค์ที่ 1 ส่งเสริมให้มีบริการด้านพลังงานอย่างเพียงพอ มีความมั่นคง ทั่วถึง และมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้พลังงานและผู้รับใบอนุญาต เพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาดตามกรอบแผนพลังงานชาติในการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ผ่านโครงการสำคัญ ได้แก่ 1) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี พ.ศ. 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง 2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับขยะอุตสาหกรรม 3) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT และ 4) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับภาคประชาชนกลุ่มบ้านอยู่อาศัย พร้อมทั้งส่งเสริมการให้บริการไฟฟ้าทั่วถึงตามนโยบายภาครัฐ ซึ่งได้กำกับดูแลการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสหรือการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึงตามนโนบายของรัฐผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 (1) และมีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับโครงการขยายเขตไฟฟ้าไปยังพื้นที่เกาะ วัตถุประสงค์ที่ 2 ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงานอย่างเป็นธรรม ในอัตราค่าบริการที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพ โดยการปรับปรุงข้อกำหนดการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคลที่สาม และปรับปรุงข้อกำหนดการให้บริการสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม เพื่อเปิดโอกาสผู้รับใบอนุญาตกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติสามารถเข้าถึงโครงสร้างพื้นฐานกิจการก๊าซธรรมชาติได้อย่างเป็นธรรมและเกิดการแข่งขันในกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และเตรียมความพร้อมรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคตตามเป้าหมายที่กำหนดในแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยออกประกาศเรื่อง หลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม พ.ศ. 2565 และให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำข้อกำหนดเปิดใช้ระบบโครงข่ายในแก่บุคคลที่สาม (TPA Code) มีการเตรียมความพร้อมรองรับความต้องการไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นของภาคเอกชน และนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) การบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดผลกระทบค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงานต่อเนื่อง โดยมีมาตรการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าโดยใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงในตลาดโลกและความสามารถในการขนส่งน้ำมันดีเซลให้กับโรงไฟฟ้า ร่วมกับการดำเนินมาตรการ Energy Pool Price จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเป็นลำดับแรก รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากกลุ่มสัญญาเดิมและกลุ่มที่ไม่มีสัญญากับการไฟฟ้า เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ แสงอาทิตย์ และพลังงานลม และเดินเครื่องโรงไฟฟ้าแม่เมาะหน่วยที่ 4 ที่ปลดแล้ว ตามความจำเป็น นอกจากนี้ยังมีการทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับต้นทุน และปรับอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและรองรับการส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 วัตถุประสงค์ที่ 3 กำกับการประกอบกิจการพลังงานให้มีประสิทธิภาพ มีความปลอดภัย และเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม โดยการตรวจติดตามให้สถานประกอบกิจการพลังงานให้ปฏิบัติตามเงื่อนไขแนบท้ายใบอนุญาตและรายงานด้านสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย จำนวน 541 ราย และออกคำสั่งทางปกครองเพื่อให้ปรับปรุงแก้ไขการดำเนินงาน จำนวน 9 ราย ตลอดจนได้เชื่อมโยงข้อมูลการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมกับระบบงานของหน่วยงานอนุญาตกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถนำข้อมูลไปใช้ในการปฏิบัติงานตามภารกิจได้อย่างทันต่อสถานการณ์ วัตถุประสงค์ที่ 4 ปกป้องสิทธิเสรีภาพของผู้ใช้พลังงาน ชุมชนท้องถิ่น ประชาชน และผู้รับใบอนุญาต ในการมีส่วนร่วม เข้าถึง ใช้ และจัดการด้านพลังงานภายใต้หลักเกณฑ์ที่ให้ความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย โดยการจัดสัมมนาการสร้างเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่ผู้ใช้พลังงานประจำเขต 13 แห่งทั่วประเทศ เพื่อระดมความคิดเห็น สร้างความรู้ความเข้าใจสิทธิและหน้าที่ในการคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน บทบาทการกำกับกิจการพลังงาน ตลอดจนสร้างช่องทางการรับรู้ข่าวสารให้ทั่วถึงในวงกว้าง และกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนดอย่างต่อเนื่อง และวัตถุประสงค์ที่ 5 การบริหารจัดการองค์กรที่มีธรรมาภิบาล และได้มาตรฐานสากล โดยการพัฒนาระบบการบริหารงานองค์กรสู่ความโปร่งใสมีธรรมาภิบาล และมีการปฏิบัติงานที่มีประสิทธิภาพตามมาตรฐานสากล โดยได้รับการประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity and Transparency Assessment: ITA) ระดับ A คะแนนเท่ากับ 92.61 และได้รับการรับรองระบบการจัดการตอตานการติดสินบนตามมาตรฐาน ISO 37001:2016 เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2566 ตลอดจนรักษาระบบบริหารคุณภาพตามมาตรฐาน ISO 9001:2015 อย่างต่อเนื่อง อีกทั้งเพิ่มขีดความสามารถขององค์กรด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล โดยการพัฒนาระบบปฏิบัติการและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิทัล และพัฒนาระบบการจัดการและวิเคราะห์ข้อมูลเพื่อการกำกับกิจการไฟฟ้าบนแพลตฟอร์ม “ERC Data Sharing”
3. สำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ ดังนี้ (1) ชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า โดยชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,000.00 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 1,210.15 ล้านบาท (2) พัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า จำนวน 6,107.29 ล้านบาท สำหรับนำไปพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าผ่านการประชาคมสำรวจความต้องการจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าอย่างมีส่วนร่วมร่วมกัน จำนวน 4,458.80 ล้านบาท (3) ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ตามมาตรา 97 (4) จำนวน 18.81 ล้านบาท และ (4) ส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า จำนวน 153.10 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2566 โดยสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน พร้อมแจ้งผลการตรวจสอบของผู้สอบบัญชีรับอนุญาต ซึ่งเห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยงบการเงินของสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 1,012.42 ล้านบาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน 710.29 ล้านบาท เมื่อหักภาระเงินกันไว้เหลื่อมปีแล้วมีเงินนำส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน จำนวน 236.53 ล้านบาท สำหรับกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้จากเงินนำส่งรวม 15,733.50 ล้านบาท และมีค่าใช้จ่ายจำนวน 17,260.40 ล้านบาท เนื่องจากในปี 2566 มีการเปลี่ยนแปลงอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าตามมาตรา 97 (4) และมาตรา 97 (5) เป็นอัตรา 0.00 (ศูนย์) บาทต่อหน่วยจำหน่ายสุทธิ จากเดิมมีอัตรา 0.005 และ 0.002 บาทต่อหน่วยจำหน่ายสุทธิ และมีการปรับอัตราการเบิกค่าใช้จ่ายเงินอุดหนุนสำหรับชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพิ่มขึ้น
5. แผนการดำเนินงานสำนักงาน กกพ. ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 ภายใต้แผนฏิบัติการการกำกับกิจการพลังงาน ระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570) โดยมุ่งเน้นการปรับปรุงและพัฒนากฎระเบียบเพื่อการกำกับและส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงานตามนโยบายภาครัฐ การกำกับกิจการพลังงานเชิงรุก การสร้างกลไกการมีส่วนร่วมในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ในการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด และการกำกับกิจการพลังงานและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล การให้บริการที่ทันสมัย สะดวก รวดเร็ว เกิดความโปร่งใส และมีประสิทธิภาพ และแผนการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 ตามวัตถุประสงค์กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติฯ ให้ความสำคัญกับการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการและการปรับปรุงกระบวนการดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น มุ่งเน้นการจัดสรรงบประมาณ เพื่อการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาสนับสนุนการสร้างการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ เมื่อ กพช. มีมติรับทราบแล้ว สำนักงาน กกพ. จะนำเสนอ ครม. สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชนตามที่กฎหมายกำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) มีหน้าที่และอำนาจรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2567 กบน. มีมติเห็นชอบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2566 โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติแผนการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 เป็นจำนวนเงิน 128,904,729.78 บาท ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนหรือการบริหารกองทุนของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) และค่าใช้จ่ายในกิจการอื่นที่เกี่ยวกับหรือเกี่ยวเนื่องกับการจัดการกิจการของกองทุน (2) ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น และการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีประสิทธิภาพและมีเสถียรภาพ โดยการปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อบริหารการจัดการราคาขายปลีกประเภทน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2566 เป็นต้นมา (3) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมตามมาตรา 5 ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ที่มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีก LPG ในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม และเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท (4) กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชยและกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ตามมาตรา 27 อัตราเงินชดเชยตามมาตรา 29 อัตราเงินคืนจากกองทุนตามมาตรา 31 และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนตามมาตรา 32 โดยได้ประกาศในส่วนของน้ำมัน จำนวน 187 ฉบับ และในส่วนของก๊าซ LPG จำนวน 29 ฉบับ (5) สภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในเดือนกันยายน 2566 มีประมาณการรายจ่ายเฉลี่ย 11,073 ล้านบาท และ ณ วันที่ 24 กันยายน 2566 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิ มีจำนวน ติดลบ 64,419 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันติดลบ 19,570 ล้านบาท กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 44,849 ล้านบาท และเงินกู้ยืม 55,000 ล้านบาท และ (6) บริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการปรับปรุงแผนการบริหารหนี้สาธารณะ ประจำปีงบประมาณ 2566 ครั้งที่ 1 เพิ่มเติมอีก 80,000 ล้านบาท รวมเป็นวงเงิน 110,000 ล้านบาท และปรับแผนการกู้เงิน แผนการใช้จ่ายเงินกู้ และแผนการชำระหนี้เงินกู้ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ฐานะทางการเงินของกองทุน และแผนการบริหารหนี้สาธารณะ พร้อมทั้งออกหนังสือชี้ชวนเพื่อให้สถาบันการเงินยื่นข้อเสนอ วงเงินกู้รวม 110,000 ล้านบาท ซึ่งได้รับข้อเสนอจากสถาบันการเงินทั้งสิ้น 105,333 ล้านบาท และได้ลงนามในสัญญากู้ยืมกับสถาบันการเงิน เป็นวงเงินรวม 105,333 ล้านบาท ณ วันที่ 30 กันยายน 2566 สกนช. ได้เบิกเงินกู้ยืมแล้วจำนวน 55,000 ล้านบาท และมีวงเงินกู้ยืมที่สามารถเบิกได้อีกเป็นจำนวน 50,333 ล้านบาท มีระยะเวลาเบิกเงินกู้ตามสัญญา ตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2566 ถึง 31 มีนาคม 2567
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2566
เรื่องที่ 7 สถานภาพโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. วันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้เจรจาจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ และได้มีการลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 และวันที่ 9 มีนาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามลำดับ มีมติรับทราบหลักการร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข ซึ่งเมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2566 อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA แล้วเสร็จ ต่อมาในวันที่ 30 สิงหาคม 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ยืนยันเห็นชอบการแก้ไขร่าง PPA ตามผลการพิจารณาของ อส. แล้ว แต่อย่างไรก็ตาม การลงนาม PPA จะสามารถดำเนินการได้ภายหลังจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ดำเนินการลงนามสัญญาสัมปทานกับรัฐบาล สปป. ลาว และนำส่ง First Security และเอกสารแสดงอำนาจผู้ลงนาม PPA มายัง กฟผ. รวมทั้ง กฟผ. จะต้องตรวจสอบเอกสารดังกล่าว ทั้งนี้ ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ยังไม่ได้ดำเนินการในข้างต้น ส่งผลให้ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ ภายในระยะเวลาของบันทึกความเข้าใจในการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566
2. สำหรับการขอขยาย Tariff MOU เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ขอใช้สิทธิขยายอายุ Tariff MOU ตามเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ออกไป 60 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ได้รับทราบการใช้สิทธิดังกล่าว โดยเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อขอขยายอายุ Tariff MOU อีก 18 เดือน จากวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2568 โดยให้เหตุผลว่า เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอในการจัดทำแผนบรรเทาผลกระทบต่อโครงการและเจรจาเงื่อนไขกับ Export-Import Bank of China (CEXIM) โดย กฟผ. พิจารณาแล้วเห็นว่า การขยายระยะเวลา Tariff MOU ดังกล่าว เป็นกรณีที่ไม่ได้มีการกำหนดเงื่อนไขในการใช้สิทธิขยายระยะเวลาไว้อย่างชัดเจน เช่น เงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ที่กำหนดให้สิทธิผู้พัฒนาโครงการสามารถขยายระยะเวลาได้ ซึ่งในการพิจารณาขยายระยะเวลาใน Tariff MOU ตามกรณีเหตุผลและเงื่อนไขอื่นเป็นระยะเวลาอีก 18 เดือนเป็นเรื่องที่ต้องพิจารณาถึงความต้องการและแผนการผลิตไฟฟ้าจากภาคนโยบายประกอบด้วย หลังจากนั้น กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำส่งข้อเสนอการขอขยายอายุ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 เป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เพื่อขอให้พิจารณาและนำเรียนเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ
3. เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2567 สนพ. ได้มีการประชุมหารือร่วมกับ กฟผ. ถึงกรณีการขอขยายอายุ Tariff MOU โดยที่ประชุมรับทราบว่า ปัจจุบันโครงการน้ำงึม 3 ได้เลยกำหนดระยะเวลา Tariff MOU แล้ว และ กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เพื่อขอใช้สิทธิในการยึดเงินค้ำประกัน (MOU Security) จึงทำให้ที่ประชุมสรุปได้ว่า Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 สิ้นสุดอายุแล้ว ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังมีความประสงค์จะขายไฟฟ้ามายังประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้งตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาใหม่อีกครั้ง ต่อมา สนพ. ได้มีหนังสือที่ พน 0603/255 ลงวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2567 ถึง กฟผ. เพื่อสอบถามข้อมูลเพิ่มเติมถึงสถานะปัจจุบันของ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ถือว่าสิ้นสุดแล้วหรือไม่ และ กฟผ. ได้มีการแจ้งผลการพิจารณาสถานะ Tariff MOU ดังกล่าวให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ทราบแล้วหรือไม่ รวมทั้งขอทราบแผนการดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 หลังจากขอขยาย Tariff MOU โดย กฟผ. ได้มีหนังสือที่ กฟผ. S21300/9164 ลงวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2567 ชี้แจงว่า สถานะ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ได้ใช้สิทธิริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU โดย กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งธนาคารกรุงเทพ จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 ให้ชำระเงินตามหนังสือ MOU Security ซึ่ง กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ว่าจะนำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ในการขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน นำเรียน สนพ. เพื่อจะได้นำเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ต่อไป ทั้งนี้ กฟผ. ได้แจ้งให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU โดย กฟผ. ได้มีหนังสือที่ กฟผ. S21300/13333 ลงวันที่ 5 มีนาคม 2567 จัดส่งข้อมูลเพิ่มเติมเกี่ยวกับแผนการดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ตามที่ได้รับจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 โดยมีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้ (1) หลังจากได้ข้อสรุปเรื่อง PPA กับ กฟผ. แล้ว ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการโอนหุ้นและสินทรัพย์จากรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ไปยัง Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) ซึ่งเป็นผู้สนับสนุนรายใหม่ของโครงการ อีกทั้งจะต้องหาแหล่งเงินทุนใหม่ เพื่อสนับสนุนโครงการน้ำงึม 3 ทดแทน CEXIM ที่เป็นผู้สนับสนุนรายเดิม และจะต้องแก้ไขสัญญากับผู้รับเหมาก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 (EPC) เพื่อให้ EPC สามารถดำเนินก่อสร้างโครงการให้แล้วเสร็จภายในกรอบเวลาที่ตกลงกันไว้ แต่อย่างไรก็ตาม การดำเนินการดังกล่าวยังไม่แล้วเสร็จ ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU จึงขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน ไปจนถึงเดือนมิถุนายน 2568 (2) ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 แจ้งว่า หลังจากได้หารือกับ EPC และส่วนที่เกี่ยวข้องกับการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 แล้ว ขอยืนยันว่า จะดำเนินการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2570 - มิถุนายน 2570 โดยคาดการณ์ว่าจะสามารถกลับมาดำเนินการก่อสร้างได้อีกครั้งในเดือนพฤศจิกายน 2567 - มีนาคม 2568 ซึ่งส่งผลให้โครงการน้ำงึม 3 มีกำหนดแล้วเสร็จ หลังจากกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ที่ระบุไว้ใน Tariff MOU และร่าง PPA ที่ได้มีการตกลงกันแล้ว ทั้งนี้ ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เสนอให้ กฟผ. และ สนพ. เสนอ SCOD ใหม่ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 โดยพิจารณาจากเป้าหมายตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) เพื่อให้โครงการน้ำงึม 3 จ่ายไฟฟ้าไปยังระบบส่งของ กฟผ. เป็นไปอย่างราบรื่น
4. วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 คณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติรับทราบสถานะ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ว่าได้ครบกำหนดอายุแล้ว เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU ดังกล่าว โดย กฟผ. ได้แจ้งให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดอายุแล้ว และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกัน ซึ่ง กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้ว เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ดังนั้น คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงไม่มีอำนาจในการพิจารณาขยาย Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังคงมีความต้องการที่จะขายไฟฟ้าให้กับประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้งตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาล สปป. ลาว จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ ใหม่อีกครั้ง และเมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 กบง. มีมติรับทราบสถานภาพโครงการน้ำงึม 3 ของสถานะ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ได้ครบกำหนดอายุแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังคงมีความต้องการที่จะขายไฟฟ้าให้กับประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้งตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาล สปป. ลาว จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ ใหม่อีกครั้ง
มติของที่ประชุม
รับทราบสถานภาพโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 4 (6) กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 35 มาตรา 36 และมาตรา 37 และมาตรา 28 (4) กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจหน้าที่เสนออัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานต่อ กพช. โดยประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2564 ได้ประกาศอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 0.0050 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 1 ปี และอัตรา 0.0500 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ถัดไป ซึ่งจะครบกำหนดในวันที่ 30 พฤศจิกายน 2567
2. สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้พิจารณากำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นก๊าซหุงต้มหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว พ.ศ. 2567 ดังนี้ (1) กำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งมีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนดตามกฎหมายว่าด้วยการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ที่อัตรา 0.0500 บาทต่อลิตร ขอเริ่มใช้ 1 ธันวาคม 2567 เป็นต้นไป และ (2) กำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นก๊าซหุงต้มหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลวที่ซื้อหรือได้มาซึ่งก๊าซจากผู้รับสัมปทานตามกฎหมายว่าด้วยการปิโตรเลียมซึ่งเป็นผู้ผลิตได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ ตามระเบียบที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดในอัตรา 0.0000 บาทต่อกิโลกรัม ขอเริ่มใช้ 1 ธันวาคม 2567 เป็นต้นไป
3. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2567 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักรในอัตรา 0.0500 บาทต่อลิตร และก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นก๊าซหุงต้มหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว ในอัตรา 0.0000 บาทต่อกิโลกรัม โดยเริ่มใช้ 1 ธันวาคม 2567 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ในอัตรา 0.0500 บาทต่อลิตร และก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นก๊าซหุงต้มหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว ในอัตรา 0.0000 บาทต่อกิโลกรัม โดยเริ่มใช้ 1 ธันวาคม 2567 เป็นต้นไป
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักรและก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นก๊าซหุงต้มหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว พ.ศ. 2567 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติอนุมัติตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 6/2544 (ครั้งที่ 87) ที่ให้กระทรวงการคลัง (กค.) เป็นหน่วยงานหลักรับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และรับไปดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่าย ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ พ.ศ. 2546 ทั้งนี้ ให้ กค. ประสานงานกับสำนักงบประมาณในการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณตั้งแต่ปีงบประมาณ พ.ศ. 2546 เป็นต้นไป โดย กค. ได้มอบหมายให้กรมสรรพสามิตเป็นหน่วยงานหลักรับผิดชอบในการดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดงบรายจ่ายอื่น ประกอบด้วย ค่าครุภัณฑ์ ค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม และค่าเช่ารถยนต์สําหรับใช้ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม โดยงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 - 2567 สรุปได้ดังนี้ 236.8048 ล้านบาท 366.8048 ล้านบาท 445.3288 ล้านบาท 293.1843 ล้านบาท 292.2094 ล้านบาท 311.6908 ล้านบาท 327.2721 ล้านบาท และ 359.4748 ล้านบาท ตามลำดับ
2. หน่วยงานที่ขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ พ.ศ. 2546 มีจำนวน 6 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และกองทัพเรือ โดยผลการเบิกจ่ายย้อนหลังในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 - 2567 สรุปได้ดังนี้ 166.6917 ล้านบาท (ร้อยละ 70.39) 278.1397 ล้านบาท (ร้อยละ 75.83) 299.0719 ล้านบาท (ร้อยละ 67.16) 256.1272 ล้านบาท (ร้อยละ 87.36) 195.5865 ล้านบาท (ร้อยละ 66.93) 185.8197 ล้านบาท (ร้อยละ 59.62) 197.0553 ล้านบาท (ร้อยละ 60.21) และ 164.2322 ล้านบาท (ร้อยละ 45.69) ตามลำดับ
3. คณะกรรมาธิการวิสามัญพิจารณาร่างพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2566 สภาผู้แทนราษฎร ได้ให้ข้อสังเกตในเรื่องเกี่ยวกับการขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ดังนี้ (1) การจัดสรรงบประมาณตามภารกิจของหน่วยงานยังไม่มีแนวปฏิบัติที่ชัดเจนสำหรับหน่วยงานรับผิดชอบหลัก เช่น โครงการจัดหาเรือตรวจการณ์ในการป้องกันปราบปรามสินค้าผิดกฎหมายทางทะเลที่ผู้ใช้งานคือ ตำรวจน้ำ แต่มีการตั้งงบประมาณไว้ที่สำนักงานตำรวจแห่งชาติและกรมสรรพสามิต ซึ่งการจัดสรรงบประมาณโดยหน่วยรับงบประมาณกับผู้ใช้งานควรเป็นหน่วยงานเดียวกันเพื่อลดความซ้ำซ้อนของภารกิจแต่ละหน่วยงาน ดังนั้น ควรให้หน่วยรับงบประมาณที่ใช้ประโยชน์จากเรือตรวจการณ์ซึ่งคือสำนักงานตำรวจแห่งชาติเป็นผู้จัดทำคำของบประมาณรายจ่ายในปีงบประมาณเนื่องจากเป็นผู้ใช้งาน (2) กรมสรรพสามิตควรทบทวนมติ ครม. ที่ให้หน่วยงานเสนอคำของบประมาณแทนหน่วยงานอื่น แต่หน่วยงานกลับได้รับงบประมาณน้อยกว่าหน่วยงานอื่นโดยเฉพาะอย่างยิ่งการปราบปรามผู้ค้าน้ำมันเถื่อน นอกจากนี้ ในปีงบประมาณพ.ศ. 2567 กรมบัญชีกลางแจ้งว่า คณะกรรมการติดตามเร่งรัดการเบิกจ่ายงบประมาณและการใช้จ่ายภาครัฐซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2567 เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการติดตามเร่งรัดการเบิกจ่ายงบประมาณและการใช้จ่ายภาครัฐเพื่อติดตามเร่งรัดการเบิกจ่ายงบประมาณทั้งรายจ่ายประจำและรายจ่ายลงทุนของหน่วยรับงบประมาณ ในคราวการประชุมครั้งที่ 1/2567 เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2567 และครั้งที่ 2/2567 เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2567 มีมติกำหนดมาตรการเร่งรัดการเบิกจ่ายงบประมาณและการใช้จ่ายภาครัฐ ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 จึงขอให้หน่วยงานภาครัฐติดตามเร่งรัดการเบิกจ่ายและการใช้จ่ายเงินงบประมาณให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด ซึ่งเมื่อพิจารณางบประมาณที่ได้รับจัดสรรเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมของหน่วยงานโดยเฉพาะรายจ่ายลงทุนซึ่งหน่วยงานเบิกแทนกันได้รับจัดสรรงบประมาณในวงเงินที่สูง แต่กรมสรรพสามิตไม่สามารถควบคุมได้ส่งผลต่อการติดตามเร่งรัดการเบิกจ่ายตามมาตรการเร่งรัดการเบิกจ่ายและการใช้จ่ายภาครัฐไม่เป็นไปตามเป้าหมายและไม่สะท้อนการเบิกจ่ายและการใช้จ่ายที่แท้จริงของกรมสรรพสามิต และในภาพรวมของประเทศ ดังนั้น เพื่อให้การขอรับการจัดสรรงบประมาณเป็นการปฏิบัติตามข้อสังเกตคณะกรรมาธิการวิสามัญพิจารณาร่างพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2566 สภาผู้แทนราษฎร และมาตรการเร่งรัดการเบิกจ่ายงบประมาณและการใช้จ่ายภาครัฐเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด และสะท้อนการเบิกจ่ายและการใช้จ่ายที่แท้จริง กรมสรรพสามิตจึงเห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 ให้หน่วยงานที่มีความประสงค์ขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดงบประมาณโดยตรงตั้งแต่ปีงบประมาณ พ.ศ. 2569 เป็นต้นไป
4. เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2567 คณะกรรมการกำกับดูแลโครงการจำหน่ายน้ำมันดีเซลสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักร ได้พิจารณาแนวทางการจัดทำคำของบประมาณในการป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2569 โดยมีมติเห็นชอบให้แต่ละหน่วยงานที่มีความประสงค์ขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณโดยตรงตั้งแต่ปีงบประมาณ พ.ศ. 2569 เป็นต้นไป และมอบหมายให้สำนักบริหารการคลังและรายได้ กรมสรรพสามิต เป็นหน่วยงานในการจัดทำหนังสือเสนอทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ กพช. มีความเห็นว่า การขอทบทวนมติดังกล่าว เป็นการขอทบทวนมติเฉพาะเรื่องการขอรับการจัดสรรงบประมาณ และเป็นการดำเนินการให้สอดคล้องกับข้อสังเกตของคณะกรรมาธิการวิสามัญพิจารณาร่างพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 - 2566 สภาผู้แทนราษฎร และมาตรการเร่งรัดการเบิกจ่ายงบประมาณของภาครัฐ เพื่อให้การใช้จ่ายงบประมาณในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมมีประสิทธิภาพและเป็นไปตามเป้าหมายที่รัฐบาลกำหนด รวมถึงสะท้อนการเบิกจ่ายและการใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงของแต่ละหน่วยงาน ทั้งนี้ กค. โดยกรมสรรพสามิต ควรประสานหน่วยงานที่มีความประสงค์ขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดิน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม เตรียมดำเนินการจัดทำคำของบประมาณเพื่อให้ทันปฏิทินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2569 ของสำนักงบประมาณ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อขอทบทวนมติ ครม. เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 ที่เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 6/2544 (ครั้งที่ 87) เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2544 ในประเด็นเรื่องการปรับองค์กรในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม จาก “ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป ให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และรับไปดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ ให้กระทรวงการคลังประสานงานกับสำนักงบประมาณในการจัดสรรงบประมาณตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป” เป็น “ให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม และให้หน่วยงานที่มีความประสงค์ขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณโดยตรงตั้งแต่ปีงบประมาณ พ.ศ. 2569 เป็นต้นไป”
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. วันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมติที่ กพช. มอบหมาย ต่อมาวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยสามารถสรุปสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) หลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ ทั้งนี้ ได้กำหนดให้ผู้จัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่จัดหาได้ให้กับผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas ตลอดจนมอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่พิจารณาดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา กลุ่มที่ 2 กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ และคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้ติดตามการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอ กพช. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. โดยมอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
3. ตามประกาศของ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2564 ที่ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2564 กำหนดให้โครงสร้างราคาขายส่งสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และในกรณีที่มีนโยบายในการทบทวนโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ให้ กกพ. สามารถปรับปรุง แก้ไข เพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไปได้ ตามความเหมาะสม โดยสามารถสรุปโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย(1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ทั้งนี้ ได้คำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ประเทศไทย จำกัด) ตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) หรือ Pool Gas (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2 – Zone 4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าให้โรงไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และ 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับต้นทุนที่จะส่งผ่านค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย (End Users)
4. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. มีมติเห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยกำหนดกลุ่มลูกค้า และโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ กลุ่มลูกค้าก๊าซธรรมชาติสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย 3 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ กลุ่ม Regulated Market และกลุ่ม Partially Regulated Market โดยมีโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG (3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเพื่อนำส่งก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทย (5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG เป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG (6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ มอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. และมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน (Ring Fenced) มีหน้าที่ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market คำนวณราคาก๊าซเฉลี่ย และทำสัญญาเพื่อขายก๊าซให้กับ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซที่ Shipper นั้น ๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas
5. เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2567 กกพ. ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้
5.1 ปรับปรุงชื่อราคาก๊าซธรรมชาติในองค์ประกอบของสูตรราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย จากเดิมที่ใช้ Gulf Gas เป็น Gulf Price และราคาก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน จากเดิมที่ใช้ Pool Gas เป็น Pool Price เพื่อให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น
5.2 ปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ซึ่งกำหนดให้ ปตท. ทำหน้าที่เป็น Pool Manager และมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่ให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิต LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ
5.3 ปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติในแต่ละเดือนตามการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาข้อ 5.1 และข้อ 5.2 ให้คำนวณตามสูตรการคำนวณและนิยามของตัวแปรตามองค์ประกอบของโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญาที่หักปริมาณก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงที่ TSO ใช้ดำเนินการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ตามสูตร 
โดยที่ i คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา (Myanmar Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ส่งมอบมายังประเทศไทย ซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติและค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า ทั้งนี้ ให้หักปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ TSO ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงของสถานีเพิ่มความดัน Saiyok Compressor Station (SCS) เพื่อจัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ สำหรับนำไปคำนวณในราคา Pool Price ตามสูตร 
โดยที่ j คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา (3) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ LNG (LNG Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ซึ่งจัดหาโดย Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ทุกราย โดยราคา LNG ของ Shipper แต่ละรายให้ใช้วิธีการคำนวณแบบ Moving Average ตามราคาและปริมาณนำเข้าและคงค้างในถังเก็บแต่ละเดือนของ Shipper รายนั้น ๆ ทั้งนี้ ราคา LNG นำเข้าที่นำมาใช้ในการคำนวณให้รวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้าตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด ตามสูตร 
โดยที่ k คือ Shipper ที่นำเข้า LNG และ (4) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Price) สำหรับกลุ่ม Regulated Market ให้ Pool Manager คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณขายก๊าซธรรมชาติของ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ทุกราย ซึ่งเป็นผลรวมของมูลค่าก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เมียนมา และ LNG ที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ หารด้วยผลรวมของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper โดยมีรายละเอียดมูลค่าและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่นำมาคำนวณในแต่ละเดือน ตามสูตร Pool Price = [CGulf + CMMR + CLNG] / Qpool โดยที่ 1) มูลค่าก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (CGulf) คือ มูลค่าก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณจาก Gulf Price รวมค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (Tdzone1 และ Tczone1) ตามอัตราที่ กกพ. กำหนด คูณกับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร CGulf = (Gulf Price + TdZone1 + TcZone1) x (QGulf – QLPG) 2) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเมียนมา (CMMR) คือ มูลค่าเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดหาจากเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ตามสูตร CMMR = Myanmar Price x QMMR 3) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเหลว (CLNG) คือ มูลค่า LNG ที่ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market จัดหาตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการให้บริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซส่วนของต้นทุนคงที่ (Ld) และส่วนของต้นทุนผันแปร (Lc) ตามสูตร 
และ 4) ปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Qpool) คำนวณจากผลรวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ซึ่งไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่โรงแยกก๊าซธรรมชาตินำไปใช้ผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร Qpool = (QGulf – QLPG) + QMMR + QLNG โดยในกรณีเกิดวิกฤตราคาพลังงานให้นำราคาและปริมาณเชื้อเพลิง ได้แก่ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา ก๊าซ LNG หรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีมูลค่าเทียบเท่าค่าความร้อนของก๊าซธรรมชาติที่ต้องนำเข้าเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 หรือที่ กพช. กำหนดเพิ่มเติมให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าในระบบของ กฟผ. แทนการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม เพื่อลดต้นทุนการนำเข้าพลังงานโดยรวมของประเทศไทยตามที่ กกพ. กำหนด (หน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ทั้งนี้ การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ให้เป็นไปตามราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทานในแต่ละเดือน
5.4 การทบทวนองค์ประกอบของโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (Wholesale Price: W) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม โดยมีข้อเสนอทบทวนสูตรการคำนวณราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามสูตร Wโรงแยกก๊าซ (LPG) = Gulf Price + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone1 + Tczone1] และ (2) การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนที่เหลือจากการนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงตามข้อ (1) ตามสูตร Wโรงแยกก๊าซ (OTHERS) = Pool Price + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] กลุ่มที่ 2 กลุ่ม Regulated Market ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. / IPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร Wกฟผ./IPP = Pool Price + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร WSPP = Pool Price + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่ อ.ขนอม จ.นครศรีธรรมราช ตามสูตร Wขนอม = Pool Price +[S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ อ.จะนะ จ.สงขลา ตามสูตร Wจะนะ = Pool Price + [S1,จะนะ + S2,จะนะ] + [Tdzone 4 + Tczone 4] (5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ อ.น้ำพอง จ.ขอนแก่น ตามสูตร Wน้ำพอง =(WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) +[S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร WNGV = Pool Price + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร Wผู้ค้าปลีก = Pool Price + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] โดยค่า Td และ Tc สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกรณีมีการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามข้อ (6) และข้อ (7) ในพื้นที่ Zone 2 Zone 4 และ Zone 5 ให้คำนวณโดยใช้ค่าผ่านท่อตามพื้นที่ดังกล่าวในการคำนวณ และกลุ่มที่ 3 กลุ่ม Partially Regulated Market ที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Price ของประเทศ กำหนดให้มีการจัดเก็บอัตราค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และในส่วนของแนวทางกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับ Pool Manager ในระยะเริ่มต้น เห็นควรกำหนดให้ ปตท. เป็น Pool Manager ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 โดยไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระยะเริ่มต้น จนกว่าจะมีการจัดตั้งหน่วยงาน Pool Manager ที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. แล้วเสร็จ สำหรับค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงจากการดำเนินงานของ Pool Manager ในระหว่างที่ยังไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการ ให้เป็นส่วนหนึ่งของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่ง กกพ. จะพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อไป
6. เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2567 กบง. ได้พิจารณาการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. เสนอ (2) มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง นำข้อสังเกตของที่ประชุมไปประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว
2. การจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ดำเนินการสำรวจข้อมูลด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อนำมากำหนดเป็นกลุ่มตัวอย่างและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทำการทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทำการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards: HEPS) ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards: MEPS) ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ จะดำเนินการปรับให้เหมาะสมกับแต่ละผลิตภัณฑ์โดยคำนึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป โดยตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปีปัจจุบัน พพ. ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้ HEPS นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และ MEPS นำมาจัดทำเป็น มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่ง สมอ. ประกาศบังคับใช้ต่อไป ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และมอบหมายให้ พพ. จัดส่งร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน (คณะกรรมการฯ) พิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม และเมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 กบง. มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช.พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดและขนาดของเครื่องปรับอากาศที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศชนิดความสามารถทำความเย็นคงที่ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานตามฤดูกาล (Seasonal Energy Efficiency Ratio: SEER) 13.17 – 14.38 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 12.54 – 13.48 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ ค่าตัวประกอบสมรรถนะทำความเย็นตามฤดูกาล (Cooling Seasonal Performance Factor: CSPF) 3.86 – 4.22 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 3.68 – 3.95 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (2) เครื่องปรับอากาศชนิดความสามารถทำความเย็นปรับเปลี่ยนได้ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่า SEER 17.06 – 25.59 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 16.03 – 21.63 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ และค่า CSPF 5.00 – 7.50 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 4.70 – 6.34 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด และความดันอากาศอัดที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยอากาศ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 2.2 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 7.5 - 6.9 ถึง 9.7 - 8.2 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 315 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.4 - 4.8 ถึง 7.6 - 6.0 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ และ (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยน้ำ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 7.5 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 6.2 - 5.3 ถึง 8.1 - 7.1 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 630 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.3 - 4.5 ถึง 7.2 - 6.3 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ ทั้งนี้ ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวทั้งสองรูปแบบที่ไม่ได้ระบุขนาดกำลังด้านออก ให้คำนวณหาค่ากำลังจำเพาะจากสมการที่กำหนด
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Solar Heat Gain Coefficient: SHGC)ค่าการส่องผ่านของแสงธรรมชาติต่อค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Light to Solar Gain: LSG) และค่าสัมประสิทธิ์การถ่ายเทความร้อนรวม (U-Value) ที่จำเพาะแตกต่างไปตามกลุ่มและประเภทของกระจกได้แก่ (1) กลุ่มกระจกพื้นฐาน ประเภทกระจกแผ่น กระจกโฟลตใส กระจกโฟลตสีตัดแสง และกระจกสีเขียว กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (2) กลุ่มกระจกแปรรูปแผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 1 ประเภท กระจกเทมเปอร์ และกระจกอบแข็งด้วยความร้อน กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (3) กลุ่มกระจกแปรรูปแผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 2 ประเภทกระจกเปล่งรังสีความร้อนต่ำ กระจกสะท้อนแสง และกระจกนิรภัยหลายชั้น กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.50 - 0.46 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ และ (4) กลุ่มกระจกฉนวนความร้อน ประเภทกระจกฉนวนความร้อน กำหนดค่า SHGC ค่า LSG และค่า U-Value ที่ 0.40 - 0.33 1.20 – 1.60 และ 2.25 – 1.97 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
กพช. ครั้งที่ 168 วันพุธที่ 4 กันยายน 2567
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2567 (ครั้งที่ 168)
วันพุธที่ 4 กันยายน 2567
การขอขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ
ผู้มาประชุม
รองนายกรัฐมนตรี ปฏิบัติหน้าที่แทนนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายภูมิธรรม เวชยชัย)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้มีบทเฉพาะกาลมาตรา 55 บัญญัติไว้ว่ากรณีที่มีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ก่อนวันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ให้ใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อการดำเนินการดังกล่าวต่อไปได้เป็นระยะเวลาสามปีนับแต่วันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ทั้งนี้ ให้นำความในหมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน และหมวด 7 บทกำหนดโทษ ที่เกี่ยวข้องมาใช้บังคับกับการดำเนินการนี้ด้วย และให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยทุกรอบระยะเวลาหนึ่งปี โดยให้นำประกาศดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และในกรณีที่มีความจำเป็นต้องจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจขยายระยะเวลาดำเนินการตามวรรคหนึ่งได้อีกไม่เกินสองครั้ง ครั้งละไม่เกินสองปี
2. เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ การขอขยายระยะเวลาดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567 และเห็นชอบแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2565 คณะรัฐมนตรี มีมติเห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพอออกไปสองปี จนถึงวันที่ 24 กันยายน 2567 และเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
3. สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อพลิง (สกนช.) ดำเนินการตามแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ พ.ศ. 2566 – 2567 และได้ติดตามข้อมูลของอุตสาหกรรมเชื้อเพลิงชีวภาพเพื่อประเมินสถานการณ์ พร้อมศึกษาผลกระทบที่จะเกิดขึ้น หากการจ่ายชดเชยสิ้นสุดลงในปี พ.ศ. 2567 และจากการประเมินผลกระทบหากมีการสนับสนุนให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 เป็นน้ำมันฐานแม้ว่า ในปัจจุบันกองทุนไม่ได้มีการชดเชยในกลุ่มน้ำมันเบนซิน แต่หากราคาน้ำมันเบนซินและราคาเอทานอล ปรับตัวสูงขึ้นในอนาคต อาจส่งผลทำให้ส่วนต่างราคาระหว่างแก๊สโซฮอล 95 E10 แก๊สโซฮอล E20 รวมถึงแก๊สโซฮอล E85 แคบลง ส่งผลให้ผู้บริโภคเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 มากขึ้น จากการประเมินผลกระทบกับปริมาณความต้องการใช้เอทานอลในภาคขนส่ง อาจทำให้เกิดอุปทานส่วนเกินได้สูงสุดถึงร้อยละ 24 ซึ่งจะส่งผลกระทบกับผู้มีส่วนได้เสียในกลุ่มต่าง ๆ โดยเฉพาะอย่างยิ่งภาคการเกษตร จึงเห็นความจำเป็นต้องขยายเวลาการจ่ายชดเชยต่อเนื่องอีก 2 ปี
4. สกนช. ได้จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 - 2569 และร่างประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ กรณีขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ จากที่จะครบวันที่ 24 กันยายน 2567 ออกไปสองปีจนถึงวันที่ 24 กันยายน 2569 เพื่อให้การดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และสอดคล้องตามนโยบายภาครัฐ โดยมีรายละเอียดดังนี้
4.1 หลักเกณฑ์การดำเนินการ ประกอบด้วย (1) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ให้เป็นไปตามมาตรา 55 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ หมายความถึง น้ำมันเบนซินที่มีการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลที่มีการผสมไบโอดีเซล B100 ในสัดส่วนต่าง ๆ ประกอบด้วย 1) น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และแก๊สน้ำมันโซฮอล E85 และ 2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 (ปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา B10 (ยกเลิก) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ซึ่งทั้งนี้ น้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้รับการชดเชยฯ ก่อนวันที่ 24 กันยายน 2562 ประกอบด้วย น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (B10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) (3) เมื่อไม่มีการจ่ายเงินชดเชยให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพแล้ว คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงตามนโยบายภาครัฐ โดยมีกรอบในการดำเนินงานดังต่อไปนี้ 1) กำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิดให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภค และไม่ควรใช้เพื่ออุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies) 2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการแทรกแซงที่มีผลกระทบต่อกลไกตลาดเสรี และ 3) คำนึงถึงภาวะความผันผวนของต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด ประกอบกับสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลก และรวมถึงมาตรการส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพอื่น ๆ ของภาครัฐในช่วงนั้น ๆ และ (4) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และการกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะต้องทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินเพียงพอใช้ในการบริหารจัดการกองทุน ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
4.2 วิธีการดำเนินงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ภายในระยะเวลา 2 ปี นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ มอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพรายปี และสามารถปรับแผนระหว่างปีได้ เพื่อให้เป็นไปตามแผนดังกล่าว (2) คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะอนุมัติอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อดำเนินการตามแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชยและกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 27 อัตราเงินชดเชยตามมาตรา 29 อัตราเงินคืน จากกองทุนตามมาตรา 31 และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนตามมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด และ (3) สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงออกประกาศกำหนดอัตราเงินกองทุนตามมติคณะกรรมการ บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งติดตามให้เป็นไปตามแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ
4.3 มาตรการการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพประกอบด้วย (1) มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันเบนซิน โดยการกำหนดอัตราเงินกองทุนให้เหมาะสมในการบริหารจัดการเพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมันฐาน ซึ่งภาครัฐส่งเสริมให้เป็นน้ำมันมาตรฐานสำหรับกลุ่มน้ำมันเบนซิน โดยพยายามไม่เข้าไปชดเชยน้ำมันเบนซินชนิดอื่นและปล่อยให้เป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันดีเซล โดยการกำหนดอัตราเงินกองทุนให้เหมาะสมในการบริหารจัดการเพื่อจูงใจ ให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ซึ่งภาครัฐส่งเสริมให้เป็นน้ำมันมาตรฐานสำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซล และปล่อยให้เป็นไปตามกลไกตลาด และ (3) มาตรการรองรับการเปลี่ยนผ่านของน้ำมันที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ดำเนินการหารือสร้างความร่วมมือระหว่างภาครัฐบาล ภาคเอกชน และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน เพื่อผลักดันและสร้างความรู้ความเช้าใจเพื่อต่อยอดอุตสาหกรรมเชื้อเพลิงชีวภาพให้สามารถประยุกต์ในการใช้ร่วมกับอุตสาหกรรมอื่น ๆ เช่น Sustainable Aviation Fuel (SAF) พลาสติกชีวภาพ ยา เครื่องสำอางค์ และอุตสาหกรรมเคมี เป็นต้น รวมถึงเร่งสื่อสารสร้างความเข้าใจกับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพสำเร็จลงอย่างมีประสิทธิภาพในปี พ.ศ. 2569
5. เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2567 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้พิจารณาการขอขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการขอขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจากที่จะครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2567 ออกไปสองปีจนถึงวันที่24 กันยายน 2569 (2) เห็นชอบแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และร่างประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ (3) มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีต่อไป รวมทั้งให้นำความเห็นและข้อเสนอแนะ ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการต่อไปด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขอขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2567 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2569
2. เห็นชอบแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และร่างประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการเพื่อลด การจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ
3. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงนำเรื่องการขอขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ พร้อมร่างประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการเพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ เสนอต่อคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้อง โดยนำข้อสังเกตของ ที่ประชุมเป็นข้อมูลประกอบในการนำเสนอเรื่องต่อ ครม. ต่อไป
กพช. ครั้งที่ 167 วันอังคารที่ 25 มิถุนายน 2567
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 167)
วันอังคารที่ 25 มิถุนายน 2567
2. การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
3. การต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT)
5. การทบทวนคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2567 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) รับเรื่องมาตรการในการให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ไปดำเนินการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้แล้วเสร็จโดยเร็ว แล้วนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาตามขั้นตอนต่อไป และเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2567 ครม. มีมติให้ พน. เร่งหารือกับสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดมาตรการในเรื่องมาตรการในการอนุญาตและส่งเสริมให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้ากับผู้ผลิตพลังงานสะอาดและพลังงานทดแทนได้โดยตรง (Direct PPA) ให้เหมาะสมและชัดเจนโดยเร็ว แล้วนำเสนอต่อ กพช. ให้ทันการประชุมในคราวต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถพิจารณากำหนดมาตรการดังกล่าวทั้งระบบได้ทันตามกำหนดเวลาข้างต้น ให้พิจารณากำหนดเป็นมาตรการนำร่อง (Sandbox) แล้วนำเสนอ กพช. พิจารณา เพื่อทดลองใช้ดำเนินการเป็นกรณี ๆ ไป ตามความจำเป็นเหมาะสมก่อน ซึ่ง พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาข้อเท็จจริงเกี่ยวกับการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย หรือ Direct PPA รูปแบบต่าง ๆ รวมถึงได้มีการหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อพิจารณาแนวทางการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย (Direct PPA) ที่เหมาะสมสำหรับประเทศไทยในระยะแรก
2. โครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย ปัจจุบันเป็นแบบ Enhanced Single Buyer Model (ESB) หรือการไฟฟ้าเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ตามที่ ครม. เห็นชอบเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 โดยมี กฟผ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้า ส่งไฟฟ้า และเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) รวมถึงรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ในขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายคือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดย กฟผ. จะจำหน่ายไฟฟ้าผ่านระบบส่งไฟฟ้าให้แก่ กฟน. และ กฟภ. เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าภายในพื้นที่รับผิดชอบของการไฟฟ้า นอกจากนี้ กฟผ. ยังจำหน่ายไฟฟ้าบางส่วนโดยตรงให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่บางรายที่ได้รับอนุญาตให้จำหน่ายไฟฟ้าได้ภายใต้กฎหมายที่เกี่ยวข้อง และมีศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator : SO) ทำหน้าที่ในการควบคุม บริหารและกำกับดูแลการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าทั้งของ กฟผ. IPP SPP และที่รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศมีความมั่นคง สมดุล มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ถูกที่สุด โดยมี กพช. เป็นผู้กำหนดนโยบายและแผนด้านพลังงานของประเทศ และมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปตามแนวนโยบายที่กำหนด โดย กกพ. มีอำนาจออกระเบียบ ข้อบังคับ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข เพื่อการกำกับกิจการพลังงานในเรื่องต่าง ๆ ตามที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) กำหนด ซึ่งภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB ภาครัฐสามารถกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ได้ เพื่อดูแลประชาชนทุกพื้นที่ให้มีพลังงานไฟฟ้าใช้อย่างเท่าเทียมและเสมอภาคกัน มีการให้บริการไฟฟ้าสาธารณะ โดยใช้กลไกการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งมีต้นทุนการให้บริการและจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันในแต่ละพื้นที่ และมีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางหรือมีรายได้น้อย โดยให้ส่วนต่างระหว่างรายได้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยกับต้นทุนทางบัญชีให้นับเป็นความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 อีกทั้ง ภาครัฐยังมีอำนาจในการบริหารจัดการและควบคุมสั่งการได้อย่างเด็ดขาด เพื่อควบคุมเสถียรภาพค่าไฟฟ้าของประเทศให้ได้รับผลกระทบน้อยที่สุดในช่วงวิกฤติพลังงาน
3. Direct PPA คือการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงกับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยในต่างประเทศมีรูปแบบ Direct PPA 2 แบบ คือ 1) แบบที่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Physical Delivery PPA) โดยส่งมอบในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้าเอง (On-Site PPA) หรือส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) แบ่งเป็นการส่งมอบไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าที่ดำเนินการเอง (Private Wire PPA) หรือการส่งมอบไฟฟ้าผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า (Bilateral หรือ Trilateral/Sleeved PPA) และ 2) แบบที่ไม่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Virtual/ Financial PPA) ซึ่งจะเป็นลักษณะของสัญญาทางการเงินที่มีการชดเชยส่วนต่างของราคา (Contract for Difference) ระหว่างราคาที่ตกลงกันและราคาซื้อขายไฟฟ้าที่เกิดขึ้นในตลาดซื้อขายไฟฟ้า สัญญานี้จึงถูกใช้เป็นเครื่องมือป้องกันความเสี่ยงจากความผันผวนของราคาไฟฟ้าในตลาดซื้อขายไฟฟ้า สำหรับประเทศไทย ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม ซึ่งประกอบด้วย บริษัทข้ามชาติที่มีการลงทุนและที่สนใจ จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย และบริษัทส่งออกของไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือไฟฟ้าสีเขียวที่สามารถพิสูจน์ได้ว่ามาจากแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนได้ เนื่องจากทั่วโลกเริ่มมีมาตรการส่งเสริมการใช้ไฟฟ้าสะอาดซึ่งเป็นการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (Indirect Emission) อย่างจริงจัง เพื่อผลักดันให้เกิดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน นอกจากนี้ สหภาพยุโรป ยังได้ออกมาตรการปรับคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งจะมีการเก็บภาษีสินค้านำเข้าที่มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาในสหภาพยุโรปตามประเภทสินค้าที่กำหนด ดังนั้นรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ที่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Physical Delivery PPA) ซึ่งเป็นการส่งมอบไฟฟ้าพร้อมกับใบรับรองการผลิตไฟฟ้าสีเขียวของแหล่งผลิตไฟฟ้า (Bundled Renewable Energy Certificates: RECs) จึงสามารถตอบสนองความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยได้มากกว่าแบบที่ไม่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Virtual PPA) ทั้งนี้ สามารถสรุปรายละเอียดกลไกและรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ของประเทศไทย ทั้งในส่วนที่ดำเนินการมาแล้วและที่กำลังอยู่ระหว่างการศึกษา ดังนี้
3.1 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้าเอง (On-Site PPA) เป็นการซื้อขายไฟฟ้าหลังมิเตอร์ (Behind-the-Meter) ที่ไม่มีการส่งไฟฟ้าเข้าสู่ระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ปัจจุบันสามารถดำเนินการได้โดยต้องมีการขอรับอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข ตามที่ กกพ. ประกาศกำหนด ตัวอย่างเช่น Solar Rooftop ในอาคารหรือโรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์-แอมแปร์ ขึ้นไป ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าและใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ส่วนโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ขายไฟฟ้าให้กับโรงงานน้ำตาลต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบจำหน่ายไฟฟ้า และใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เป็นต้น รวมทั้งต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ของการไฟฟ้า เช่น ติดตั้งอุปกรณ์ป้องกันไฟฟ้าไหลย้อนกลับ แต่เนื่องจากการซื้อขายไฟฟ้าแบบ On-Site PPA โดยเฉพาะการติดตั้ง Solar Rooftop ได้รับความนิยมและมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น อย่างรวดเร็ว ทั้งในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ธุรกิจ และภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงมีการรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าควบคู่กันไปเพื่อสำรองไว้ในช่วงที่โรงไฟฟ้าตามสัญญา On-Site PPA ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ภาครัฐจึงต้องทำหน้าที่ในการจัดหาไฟฟ้าให้เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าส่วนนี้และต้องวางแผนการจัดหาไฟฟ้าสำรองไว้ให้ตลอดเวลา ซึ่งอาจส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้นและอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ และควรมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ให้สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม และไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนที่อยู่ในระบบเดิม และมีมาตรการในการเก็บข้อมูลหรือรายงานจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายที่มีการซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้การวางแผนทางด้านพลังงานของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้นและลดความเสี่ยงจากการเกิดไฟฟ้าดับได้
3.2 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านสายส่งไฟฟ้าที่ดำเนินการเอง (Private Wire PPA) เป็นการซื้อขายไฟฟ้าหลังมิเตอร์ (Behind-the-Meter) ที่ไม่มีการส่งไฟฟ้าเข้าสู่ระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ปัจจุบันไม่มีข้อจำกัดทางกฎหมายที่ห้ามไม่ให้เอกชนดำเนินการ โดยต้องมีการขอรับอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ซึ่งหากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กรายใดได้ดำเนินการขอรับใบอนุญาตจาก กกพ. และ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า มีคุณสมบัติตามระเบียบที่ กกพ. กำหนด รวมถึงได้ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาตตามระเบียบดังกล่าวแล้ว กกพ. ย่อมมีอำนาจพิจารณาออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่โรงไฟฟ้าเอกชนได้ ทั้งนี้ การพิจารณาออกใบอนุญาต กกพ. อาจกำหนดเงื่อนไขที่ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อการดำเนินงานระบบจำหน่ายไฟฟ้าของหน่วยงานภาครัฐด้วยก็ได้ ในกรณีมีการก่อสร้างสายส่งหรือสายจำหน่ายไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์ระยะห่างที่ปลอดภัยในการก่อสร้างระบบจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าตั้งแต่สองรายขึ้นไป พ.ศ. 2563 ภายใต้มาตรา 72 และ 75 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยในระบบจำหน่ายไฟฟ้าและรักษาทรัพย์สินของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า และในกรณีที่มีการปักเสาพาดสายผ่านในพื้นที่สาธารณะหรือพื้นที่ของประชาชนจะต้องมีการขออนุญาตจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นหรือขอใช้พื้นที่จากเจ้าของพื้นที่ด้วย ซึ่งการดำเนินการจะต้องไม่ขัดกับกฎหมายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น กฎหมายผังเมือง และกฎหมายสิ่งแวดล้อม เป็นต้น ทั้งนี้ เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้าในกลุ่มนี้มักต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าควบคู่ไปด้วย เพื่อเป็นไฟฟ้าสำรอง เมื่อแหล่งกำเนิดไฟฟ้าตามสัญญา Off-Site Private Wire PPA มีเหตุขัดข้องหรือสภาพอากาศไม่ดีทำให้ ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ดังนั้น ภาครัฐจึงต้องวางแผนการจัดหาไฟฟ้าสำรองไว้ให้ตลอดเวลาและอาจส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้น อีกทั้งปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่รับซื้อจากการไฟฟ้าจะมีความผันผวนมากขึ้น และอาจส่งผลกระทบต่อการวางแผนการจัดหาไฟฟ้าและการบริหารจัดการความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ จึงควรต้องมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ทุกกลุ่มและไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนที่อยู่ในระบบเดิม และควรมีกลไกหรือมาตรการในการเก็บข้อมูลหรือรายงานจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายที่มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะนี้ เพื่อให้การวางแผนทางด้านพลังงานของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้นและลดความเสี่ยงจากการเกิดไฟฟ้าดับได้
3.3 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยมีการไฟฟ้าเป็นตัวกลางในการให้บริการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องรับผิดชอบในการบริหารจัดการการผลิต การส่ง และการรับซื้อไฟฟ้าทั้งหมดด้วยตัวเอง (Trilateral/Sleeved PPA) เช่น อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) เป็นต้น โดยอัตราค่าบริการ UGT เป็นนโยบายที่ภาครัฐกำหนดขึ้นมาเพื่อใช้เป็นกลไกในการตอบสนองและเป็นทางเลือกหนึ่งให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องการซื้อไฟฟ้าสีเขียวพร้อมใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (REC) ในบิลเดียวกัน (Bundled Electricity and REC) โดยที่ภาครัฐเป็นตัวกลางในการจัดหาและรวบรวมไฟฟ้าสีเขียว หรือไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ มาเปิดให้บริการภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ซึ่ง กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การให้บริการและการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) พ.ศ. 2566 สำหรับการให้บริการไฟฟ้าสีเขียว ที่เป็นกิจการสาธารณูปโภคพื้นฐานของรัฐ ภายใต้แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 โดยกำหนดอัตราค่าบริการ UGT เป็น 2 รูปแบบ ดังนี้ 1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวแบบไม่เจาะจงแหล่งที่มา (UGT1) เป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิม ในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรอง REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าในการขอรับบริการ โดย ไม่มีการระบุรายชื่อโรงไฟฟ้าในสัญญาการให้บริการไฟฟ้า (Electricity Supply Agreement: ESA) ที่ผู้ซื้อไฟฟ้าทำกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติบวกกับอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) ที่ครอบคลุมต้นทุนค่าใบรับรอง REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ซึ่งการให้บริการรูปแบบนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยจะสามารถเข้าถึงบริการไฟฟ้าสีเขียวได้ด้วย และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ายังคงเป็นไปตามโครงสร้างปกติของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ภายใต้นโยบายที่กำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันใช้ไฟฟ้าในอัตราเท่ากันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และ 2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว แบบเจาะจงแหล่งที่มา (UGT2) เป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ทั้งของภาครัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและใบรับรอง REC จากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้า ต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ซึ่งเป็นแหล่งที่มาของไฟฟ้าในการขอรับบริการ มีการระบุรายชื่อโรงไฟฟ้าในสัญญา ESA ที่ผู้ซื้อไฟฟ้าทำกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บกำหนดจากต้นทุน การให้บริการพลังงานไฟฟ้าสีเขียวและใบรับรอง REC ของแต่ละกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) รวมถึงองค์ประกอบอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ซึ่งอาศัยหลักการแยกส่วนต้นทุนการให้บริการเป็น 2 ส่วน คือ ต้นทุนส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงรับบริการจากระบบไฟฟ้าเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟฟ้าในระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า และต้นทุนส่วนที่มาจากการใช้บริการกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ที่ผู้ใช้ไฟฟ้าเลือกใช้
3.4 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยไม่มีการไฟฟ้าเป็นตัวกลางในการให้บริการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าต้องมีหน้าที่รับผิดชอบในการแจ้งปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าไปยังผู้ผลิตไฟฟ้าและแจ้งปริมาณไฟฟ้าที่ต้องส่งผ่านสายส่งไฟฟ้าไปยังผู้ให้บริการระบบส่งไฟฟ้าด้วยตนเองโดยไม่ผ่านตัวกลาง จึงเป็นการทำสัญญาสองฝ่ายระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้า (Bilateral PPA) ซึ่งต้องมีการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถเข้ามาใช้หรือเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ได้ด้วย ซึ่ง พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีการเตรียมการเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ระหว่างเอกชนผ่านการขอใช้บริการ TPA ดังนี้ 1) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) ของ กกพ. และเห็นชอบในหลักการให้มีการผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า (Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading) ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยกำหนดให้ใช้อัตราค่าบริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าตามที่ กกพ. กำหนด โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินโครงการ หากแล้วเสร็จจะรายงานผลการดำเนินโครงการและผลการศึกษาเพื่อใช้ประกอบในการพิจารณากำหนดแนวทางการเปิดใช้ TPA ที่เหมาะสมต่อไป 2) กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access) พ.ศ. 2565 (TPA Framework) โดยให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นผู้มีหน้าที่ต้องจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA Code) รวมถึงอัตราค่าบริการ เสนอ กกพ. พิจารณาเห็นชอบ ปัจจุบัน สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาร่าง TPA Code ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ 3) สนพ. ได้มีการศึกษารูปแบบ ขั้นตอน และวิธีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยอาศัยกลไกของตลาดซื้อขายไฟฟ้าและบทบาทของหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการมุ่งไปสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ในอนาคต และได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาแนวทางการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ที่เหมาะสมกับประเทศไทยในระยะแรก เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดและนำผลที่ได้ไปใช้ในการปรับปรุงก่อนพิจารณาขยายผลการดำเนินการในระยะต่อไป
4. ข้อเสนอแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือไฟฟ้าสีเขียว และให้ประเทศมีความพร้อมรองรับและดึงดูดการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งการลงทุนของบริษัทเหล่านี้ล้วนมีความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานสะอาดทั้งสิ้น จึงจำเป็นต้องมีมาตรการหรือกลไกเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA สำหรับ นักลงทุนที่ไม่ต้องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ด้วย UGT โดยการเปิดให้บุคคล ที่สามหรือภาคเอกชนสามารถมีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA เป็นมาตรการของภาครัฐในการเปิดให้ภาคเอกชนสามารถมาขอใช้บริการ TPA เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ซึ่งจะเป็นรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสองฝ่ายระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยส่งไฟฟ้า ผ่านระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA) หรือระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ซึ่งจะต้องเสียค่าบริการ TPA ให้แก่เจ้าของระบบโครงข่ายไฟฟ้าตามที่กำหนดไว้ นอกจากนี้ การเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ถือเป็นเรื่องที่ใหม่สำหรับประเทศไทย จึงต้องมีการศึกษาและพิจารณาอย่างรอบคอบในทุกมิติ โดยในระยะแรกควรเป็นการดำเนินการในระยะทดลองหรือโครงการนำร่องที่มีการจำกัดปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าที่เหมาะสม โดยอาจพิจารณาจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่ที่สร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจของประเทศ และกำหนดขอบเขตการซื้อขายไฟฟ้าที่จำกัดและควบคุมได้ โดยจะต้องเป็นการดำเนินการในรูปแบบของการขายพลังงานไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง และไม่มีการขายพลังงานไฟฟ้ากลับมาให้ภาครัฐ เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดจากการดำเนินการ และนำผลที่ได้จากการประเมินไปใช้ในการปรับปรุงก่อนพิจารณาขยายผลการดำเนินการ ในระยะต่อไป ซึ่งการดำเนินการต่าง ๆ จะกระทบต่อนโยบายที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) นโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ESB หรือการไฟฟ้าเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ตามที่ ครม. เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล ในประเด็น ที่เกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB ซึ่งกำหนดให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการผลิตไฟฟ้า ผู้ส่งไฟฟ้า และเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) โดยส่งกระแสไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งจะกระทบต่อการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ที่ไม่สามารถดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวระหว่างเอกชนได้ เนื่องจากจะขัดกับนโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB และ (2) นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ตามที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งกำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันใช้ไฟฟ้าในอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งจะกระทบต่อการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ที่ไม่สามารถกำหนดอัตราซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน ที่แตกต่างกันได้ เนื่องจากจะขัดกับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนั้น ในการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA จะต้องมีการ ขอยกเว้นหรือผ่อนผันมติ ครม. และ กพช.
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนแบบ Direct PPAผ่านการใช้บริการ TPA ซึ่งอาจพัฒนาเป็นตลาดไฟฟ้าเสรีได้ในอนาคตนั้น ถือเป็นเรื่องที่ใหม่สำหรับประเทศไทย ที่อาจส่งผลกระทบในหลายด้าน โดยเฉพาะเรื่องการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศที่มีผู้ได้รับผลกระทบ ผู้เกี่ยวข้อง และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียหลายฝ่ายหลายองค์กร จึงต้องมีการศึกษาและพิจารณาอย่างรอบคอบในทุกมิติ เพื่อให้ได้แนวทางและนโยบายที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศในปัจจุบันและอนาคต มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชนทั้งประเทศ ทั้งนี้ กลไกเพื่อตอบสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าสีเขียวผ่านข้อเสนออัตราค่าบริการ UGT เป็นมาตรการในระยะแรกที่ภาครัฐได้ดำเนินการใกล้แล้วเสร็จ และสามารถเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ได้ในช่วงเร่งด่วน ในระยะแรกของการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA ควรเป็นการดำเนินการในโครงการนำร่องที่มีการจำกัดปริมาณการซื้อขายไฟฟ้า ที่เหมาะสมและกำหนดขอบเขตการซื้อขายไฟฟ้าที่จำกัดและควบคุมได้ เนื่องจากการดำเนินการต่าง ๆ อาจกระทบต่อนโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศ เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดจากการดำเนินการ เพื่อนำผลที่ได้จากการประเมินไปใช้ในการพิจารณาผลกระทบในทุกด้าน และพิจารณาการดำเนินการในระยะต่อไป ทั้งนี้ การพิจารณากลุ่มเป้าหมายในโครงการนำร่อง อาจให้ความสำคัญกับการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ที่ไม่ต้องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ด้วยอัตราค่าบริการ UGT ซึ่งจะช่วยสนับสนุนให้เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีที่สร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจและสังคมของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) โดยกำหนดปริมาณกรอบเป้าหมายการดำเนินการ Direct PPA ไม่เกิน 2,000 เมกะวัตต์ โดยอนุญาตให้เฉพาะบริษัท Data Center ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามข้อกำหนดจากบริษัทแม่ และต้องเป็นการดำเนินการที่เท่าเทียมกันในทุกประเทศที่ไปลงทุน ซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่และไม่มีการขายไฟฟ้ากลับเข้าสู่ระบบไฟฟ้าของประเทศ
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อขอยกเว้นมติ ครม. เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ที่เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล ในประเด็นที่เกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า Enhanced Single Buyer (ESB) เฉพาะการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA)
3. เห็นชอบให้ยกเว้นมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ในประเด็นที่กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) เฉพาะการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA)
4. มอบหมาย พน. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ร่วมกันจัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ และเงื่อนไข การดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
5. มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จัดทำอัตราค่าบริการการใช้และเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ที่ครอบคลุมค่าบริการต่าง ๆ เช่น 1) ค่าบริการระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) 2) ค่าบริการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Connection Charge) 3) ค่าบริการความมั่นคงระบบไฟฟ้า (System Security Charge หรือ Ancillary Services Charge) 4) ค่าบริการหรือค่าปรับในการปรับสมดุลหรือบริหารปริมาณไฟฟ้า (Imbalance Charge) 5) ค่าใช้จ่ายเชิงนโยบาย (Policy Expenses) และค่าบริการหรือค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศ และสอดรับกับข้อเสนออัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ที่อยู่ระหว่างการดำเนินการด้วย ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
6. มอบหมาย พน. และ กกพ. ศึกษาผลกระทบจากการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ที่มีผลต่อสถานภาพของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และผลกระทบที่มีต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทางด้านประชาชนและอุตสาหกรรม
เรื่องที่ 2 การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อปี 2516 มีการค้นพบก๊าซธรรมชาติเป็นจำนวนมากในอ่าวไทย ทำให้รัฐบาลตัดสินใจดำเนินโครงการพัฒนาก๊าซธรรมชาติขึ้นมาใช้ประโยชน์เพื่อทดแทนการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ และสร้างความมั่นคงทางพลังงานขึ้นภายในประเทศ โดยรัฐบาลได้มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในปัจจุบัน) ดำเนินโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 1 สายประธาน จากแหล่งเอราวัณขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกงและโรงไฟฟ้าพระนครใต้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2524 ซึ่งตั้งแต่ปี 2539 เป็นต้นมา ได้มีการพัฒนาการใช้ประโยชน์จากก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้น คณะรัฐมนตรีจึงได้มีการอนุมัติขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ถึง 3 และแผนโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ปัจจุบันประเทศไทยมีระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมด 5 พื้นที่ (Zone) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) วันที่ 4 สิงหาคม 2564 ดังนี้ พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (รวมท่อของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM)) พื้นที่ 2 ระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่ขนอม พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง ที่จะนะ และพื้นที่ 5 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่น้ำพอง
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นโครงการที่มีความจำเป็นต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ และเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูง เป็นกิจการที่อยู่ในลักษณะของการผูกขาด โดยการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในปัจจุบัน) เป็นผู้ดำเนินการเพียงรายเดียว รัฐบาลจึงมีนโยบายในการกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และเห็นชอบหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
2.1 ก่อนมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (ปี 2535 – 2550) ซึ่งเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2535 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2535 เรื่องสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. โดยอัตราค่าผ่านท่อ เป็นอัตราตามที่ตกลงกันระหว่าง กฟผ. และ ปตท. และให้มีการคิดค่าขนส่งทางท่อ โดยใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะของกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และให้มีหลักเกณฑ์ การกำหนดค่าผ่านท่อที่โปร่งใส จากนั้นวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2539 เรื่องนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล โดยเห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดย กพช. และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในปัจจุบัน) ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2544 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ และหลักการร่างประกาศ กพช. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และมีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติในเรื่องการปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณราคาเนื้อก๊าซเฉลี่ย (Pool) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติโดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม ซึ่งเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีผลบังคับใช้วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้น
2.2 เมื่อพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) ได้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 และเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 พระมหากษัตริย์ได้โปรดเกล้าฯ แต่งตั้ง กกพ. ดังนั้น ในการพิจารณาอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติจะเป็นไปตามขั้นตอนที่ได้บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ครม. มีมติรับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ที่ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ โดยในกรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับอัตราผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติ กพช. ที่เห็นชอบไว้ก่อนหน้า สำหรับผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ โดยจะพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่เพื่อให้ได้อัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมต่อไป และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการตามขั้นตอนของ พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป และเห็นชอบแนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. มีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเห็นชอบการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของ TTM นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วย ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด โดย กกพ. ได้มีการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และอัตราค่าบริการ ส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) มาใช้ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นมา
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูงและมีลักษณะของการผูกขาด โดยมี ปตท. เป็นผู้ดำเนินการเพียงรายเดียว การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และได้จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 เพื่อใช้เป็นหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งที่ผ่านมาการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่หมดอายุการใช้งาน ไม่สะท้อนการดำเนินการที่เกิดขึ้นจริง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมด โดยให้หมายรวมถึงการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตทั้งก่อนและหลังมีพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยมีประเด็นที่ต้องพิจารณาทบทวนสรุปได้ ดังนี้ 1) มูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุการใช้งานใหม่ 2) ค่าใช้จ่ายการดำเนินการและค่าบำรุงรักษา 3) อัตราผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของทุน (Internal Rate of Return on Equity, IRROE) 4) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว 5) สัดส่วนหนี้สินต่อส่วนของเจ้าของ (Debt To Equity) 6) คู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 และ 7) มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559
4. เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติมีความโปร่งใสเป็นธรรม สะท้อนค่าใช้จ่าย ที่เกิดขึ้นจริง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ยกเลิกคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่ง ก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 และให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 เรื่อง การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติที่กำหนดว่า กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติ กพช. ที่เห็นชอบ ไว้ก่อนหน้า ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการตามขั้นตอนที่ได้บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ต่อไป รวมทั้งเห็นควรให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ดังนี้ 1) มูลค่าสินทรัพย์สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ครบอายุการใช้งานตามแผนและมีการขยายอายุการใช้งานใหม่ ให้นำเฉพาะเงินลงทุนของสินทรัพย์ส่วนที่ขยายปรับปรุงหรือทดแทนของสินทรัพย์เดิมในการซ่อมแซมหรือปรับเปลี่ยนอุปกรณ์เพื่อให้สินทรัพย์นั้นอยู่ในสภาพที่พร้อมใช้งานได้ตลอดอายุการใช้งาน มารวมเป็นมูลค่าของสินทรัพย์ได้ (Additional CAPEX) ตามราคาต้นทุน และ 2) หลักเกณฑ์ การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการและค่าบำรุงรักษา ให้พิจารณาค่าใช้จ่ายที่สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดผลตอบแทนการลงทุนในรูปแบบต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ สังคม การลงทุนหรือเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลงไป และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในปัจจุบันและอนาคตของการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามสภาวะตลาดก๊าซธรรมชาติของประเทศ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ.
มติของที่ประชุม
รับทราบข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ มอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปพิจารณาทบทวนในรายละเอียดของข้อเสนอดังกล่าว โดยนำข้อสังเกตของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณา และนำมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในการประชุมคราวต่อไป
เรื่องที่ 3 การต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) รับไปดำเนินการตามแนวทางดังนี้ 1) ประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ 2) โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้อง ขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้ (1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป (2) สำหรับกลุ่มโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ โครงการที่จะเปลี่ยนรูปแบบได้ จะต้องเป็นโครงการที่ยัง ไม่เคยมีการต่ออายุโครงการหรือโครงการที่ไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กับสำนักงาน กกพ. โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม และ (3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กับสำนักงาน กกพ.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้ 1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ 2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 (2) มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้วและปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก และ (3) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วน ที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลในรูปแบบ Adder หากเลือกสิทธิที่จะคงอยู่ ในรูปแบบ Adder หรือปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
3. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2567 วุฒิสภาได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เรื่อง การปรึกษาหารือของสมาชิกวุฒิสภาก่อนเข้าสู่ระเบียบวาระการประชุมวุฒิสภา เกี่ยวกับความเดือดร้อนของประชาชนหรือปัญหาอื่นใดต่อประธานของที่ประชุมก่อนเข้าสู่ระเบียบวาระการประชุมวุฒิสภา เรื่อง การต่ออายุโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล ซึ่งมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติว่าภายหลังที่สิ้นสุดสัญญา ให้สามารถต่ออายุโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลได้ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงประโยชน์ของสาธารณะซึ่งโครงการนี้สามารถพิจารณาได้ว่ามีประโยชน์ต่อสาธารณะหลายด้าน ซึ่งหากโครงการดังกล่าวถูกระงับ โดยไม่ได้รับการต่ออายุ จะทำให้ประเทศสูญเสียมูลค่าทางเศรษฐกิจหลายหมื่นล้านบาท และหากต้องตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ขึ้น ต้องใช้ระยะเวลา 3 ปี ทำให้เสียมูลค่าทางเศรษฐกิจหลายแสนล้านบาท จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล เนื่องจากเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจฐานรากและเศรษฐกิจชุมชน
4. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2567 สมาคมโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียนได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ขอให้พิจารณาต่ออายุสัญญาหรือขยายอายุสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่สิ้นสุดอายุสัญญา เนื่องจากโรงไฟฟ้าชีวมวลแต่ละแห่งยังสามารถผลิตขายกระแสไฟฟ้าได้ ดังนั้นการไม่ต่อหรือขยายอายุสัญญาเป็นการเสียโอกาสในการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้า
5. โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT จำนวนทั้งหมด 121 ราย มีกำลังผลิตติดตั้ง 1,468.1 MW ปริมาณขายตามสัญญารวมทั้งหมด 767.4 MW โดยมีโรงไฟฟ้าที่จะหมดอายุสัญญา พ.ศ. 2567 - 2573 จำนวน 97 ราย กำลังติดตั้ง 1,223.1 MW ปริมาณขายตามสัญญา 619.8 MW และโรงไฟฟ้าที่จะหมดอายุสัญญา พ.ศ. 2574 – 2582 จำนวน 24 ราย กำลังติดตั้ง 245.0 MW ปริมาณขายตามสัญญา 147.6 MW
6. ข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ดังนี้
6.1 หลักการพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT มีการพิจารณาดังนี้ 1) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลต้องเป็นโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ได้มีการเปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 2) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลจะพิจารณาต่ออายุสัญญาตามระยะเวลาที่ถูกปรับลด ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 (ต่ออายุได้ 27 – 56 เดือน) 3) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าวจะต้องไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และ 4) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าวมีเงื่อนไขว่าจะต้องมีศักยภาพระบบไฟฟ้ารองรับการดำเนินการดังกล่าวด้วย
6.2 อัตรารับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT โดยโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ถูกปรับลดอายุสัญญาโครงการลงตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 หากภาครัฐพิจารณาให้ต่ออายุสัญญาโครงการตามจำนวนปีที่ถูกปรับลดลง โครงการดังกล่าวจะสามารถผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเพิ่มได้ โดยไม่ต้องมีการลงทุนเครื่องจักรใหม่ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้มีการผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มาแล้ว แต่ยังไม่ครบอายุโครงการ (20 ปี) ตามอายุมาตรฐานของเครื่องจักร/โรงไฟฟ้า จึงอาจทำให้เครื่องจักรและโรงไฟฟ้ายังอยู่ ในสภาพที่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งหากมีการต่ออายุสัญญาออกไป โรงไฟฟ้าดังกล่าวจะไม่มีความเสี่ยงเรื่องการเงินและการดำเนินธุรกิจเนื่องจากได้รับการคืนทุนเงินลงทุนโครงการและได้รับผลตอบแทนจากการขายไฟฟ้าตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้า FiT ตามที่กำหนดแล้ว ทำให้ภาครัฐสามารถที่จะพิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมที่ทำให้ผู้ประกอบการสามารถดำเนินการได้ และไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ โดยกำหนดสมมติฐานในการพิจารณาการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ดังนี้ 1) ไม่นำต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า (CAPEX) มาพิจารณาประกอบการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับโครงการที่ต่ออายุ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้รับการคืนทุนเงินลงทุนโครงการและได้รับผลตอบแทนจากการขายไฟฟ้าตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ไปแล้ว 2) มีการนำค่าใช้จ่ายการดำเนินการและค่าบำรุงรักษา (O&M) มาพิจารณาประกอบการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับโครงการที่ต่ออายุ ในระดับที่เหมาะสม 3) กำหนดอัตรา FiTv ที่ประมาณ 1.97 บาทต่อหน่วย (อ้างอิงจากประกาศการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สำหรับอัตรา FiTv ของชีวมวล ประจำปี 2567) เพื่อสะท้อนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง โดยให้ใช้อัตรา FiTv คงที่ 1.97 บาทต่อหน่วย สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดตลอดอายุสัญญาที่เหลือ 4) กำหนดค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 70 และ 5) กำหนดระดับผลตอบแทนเทียบกับค่าใช้จ่าย O&M ประมาณร้อยละ 8 ซึ่งจากสมมติฐานดังกล่าวได้นำมากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ในอัตราคงที่ 2.28 บาทต่อหน่วย สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดตลอดอายุสัญญาที่เหลือ
7. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นว่าควรที่จะต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบ Adder เป็น FiT ตามอายุสัญญาโครงการที่ถูกปรับลดลงตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 (ต่ออายุได้ 27 – 56 เดือน) เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบ Adder เป็น FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ถูกปรับลดอายุสัญญาโครงการลง โดยอาศัยหลักการมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (Net Present Value: NPV) ของโครงการ โดย NPV ของรายได้ที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT ต้องเท่ากับ NPV ของรายได้ที่พึงจะได้รับในรูปแบบ Adder จนกว่าจะครบอายุโครงการ 20 ปี อย่างไรก็ตาม โครงการดังกล่าว ยังสามารถผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเพิ่มได้โดยไม่ต้องมีการลงทุนเครื่องจักรใหม่ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้มีการผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มาแล้วแต่ยังไม่ครบอายุโครงการ (20 ปี) จึงอาจทำให้เครื่องจักรและโรงไฟฟ้ายังอยู่ในสภาพที่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กำหนดว่าภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะ เป็นสำคัญ ดังนั้นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการด้วยอัตราที่ถูกลงดังกล่าวจะไม่ก่อให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า และอาจช่วยให้อัตราค่าไฟฟ้าถูกลง อีกทั้งยังก่อให้เกิดประโยชน์ต่อเกษตรกรผู้ปลูกพืชพลังงานอีกด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบให้กรรมสิทธิ์ในใบรับรองการผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) หรือคาร์บอนเครดิต (Carbon Credit) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ที่ได้รับการต่ออายุสัญญา เป็นกรรมสิทธิ์ของการไฟฟ้าในฐานะผู้รับซื้อ หรือภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและ ผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว
2. การจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ดำเนินการสำรวจข้อมูลด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อนำมากำหนดเป็นกลุ่มตัวอย่างและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทำการทดสอบ รวมถึงแนวทางการหา ค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทำการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards: HEPS) ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards: MEPS) ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ จะดำเนินการปรับให้เหมาะสมกับแต่ละผลิตภัณฑ์โดยคำนึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อ ที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป โดยตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึง ปีปัจจุบัน พพ. ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้ HEPS นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และ MEPS นำมาจัดทำเป็น มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่ง สมอ. ประกาศบังคับใช้ต่อไป ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) มีมติรับทราบ ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และมอบหมาย พพ. จัดส่งร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม ตามที่ พพ. เสนอ และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม และเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 กบง. มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช.พิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ ทั้ง 7 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออก และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 2 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 53.6 ถึงร้อยละ 66.5 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.1 ถึงร้อยละ 91.7 และ (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 4 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 59.1 ถึงร้อยละ 69.8 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.7 ถึงร้อยละ 92.6
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตั้งแต่ร้อยละ 21.70 ถึงร้อยละ 31.57
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องดูดควัน ดังนี้ (1) ประเภทระบบท่อดูดอากาศออกสู่ภายนอก (กระโจมกลางห้อง กระโจมติดผนัง มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ (2) ประเภทระบบหมุนเวียนอากาศภายในห้อง (มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 2.5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องเชื่อมไฟฟ้า ดังนี้ (1) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทอาร์ค ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95 (2) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภททิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 83 ถึงร้อยละ 95 และ (3) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทมิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทและขนาดปริมาณน้ำมัน ดังนี้ (1) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ไฟฟ้า ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 8.5 ลิตร และมากกว่า 8.5 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 76 ถึงร้อยละ 87 และร้อยละ 72 ถึงร้อยละ 82 ตามลำดับ และ (2) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 11 ลิตร และมากกว่า 11 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 43 ถึงร้อยละ 50 และร้อยละ 42 ถึงร้อยละ 47 ตามลำดับ
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ ดังนี้ (1) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิต่ำ ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 0.7911 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] ถึง 1.1555 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] และ (2) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิปานกลาง ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 1.3774 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)] ถึง 2.149 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)]
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป ที่จำเพาะแตกต่างไปตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ได้แก่ หลอดแอลอีดีแบบทรงเอ (LED Bulb) หลอดแอลอีดีแบบเอ็มอาร์ (LED MR) หลอดแอลอีดีแบบพาร์ (LED PAR) หลอดแอลอีดีแบบทีแปด (LED T8) ดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบโลว์เบย์และไฮเบย์ (LED Low/High Bay) และดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี แบบสาดแสง (LED Flood Light) โดยกำหนดค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นต่ำสุดที่ 80 ถึง 85 ลูเมนต่อวัตต์ และสูงสุดที่ 120 ถึง 150 ลูเมนต่อวัตต์ จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ ไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 หรือร้อยละ 96 ของประสิทธิศักย์เริ่มต้น จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปที่ 70 หรือ 80 และค่า R9 มากกว่าศูนย์ หรือไม่ระบุ จำเพาะ ตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ
(7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 5 การทบทวนคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ สรุปสาระสำคัญ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ 1. พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 และ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2551 ตามมาตรา 5 กำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ซึ่งมีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 19 คน โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีอำนาจหน้าที่ตามมาตรา 6 คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบาย และแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตาม ดูแล ประสาน สนับสนุนและเร่งรัดการดำเนินการของคณะกรรมการทั้งหลายที่มีอำนาจหน้าที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน เพื่อให้มีการดำเนินการให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และมาตรา 9 กพช. อาจพิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างหนึ่งอย่างใดตามที่ กพช. มอบหมายได้
2. ตั้งแต่ปี 2535 จนถึงปี 2564 ยังคงมีคำสั่งคณะกรรมการที่แต่งตั้งโดย กพช. จำนวนทั้งสิ้น 20 คณะ ได้แก่ (1) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม (2) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (3) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. (4) คณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติ
การประกอบกิจการไฟฟ้า (5) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (6) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (7) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (8) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความปลอดภัย (9) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (10) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
(11) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถแท็กซี่จากการใช้
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (12) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน (13) คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (14) คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (15) คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (16) คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (17) คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (18) คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (19) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ (20) คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า
3. ฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการภายใต้ กพช. (คณะกรรมการฯ) ได้มีการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ แล้ว สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 2 กลุ่ม คือ 3.1 กลุ่มที่ 1 ภารกิจเสร็จสิ้น และ/หรือไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบท
ในปัจจุบัน จำนวน 17 คณะ ได้แก่ (1) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม (2) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (3) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. (4) คณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า (5) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (6) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (7) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (8) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความปลอดภัย (9) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (10) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (11) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถแท็กซี่จากการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (12) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน (13) คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียน (14) คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (15) คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (16) คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และ (17) คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3.2 กลุ่มที่ 2 มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง และ/หรือจำเป็นต้องปรับปรุงองค์ประกอบหรืออำนาจหน้าที่ให้เหมาะสมกับบริบทในปัจจุบัน จำนวน 3 คณะ โดย (1) มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่
คงเดิม จำนวน 2 คณะ คือ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (2) ปรับปรุงอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ จำนวน 1 คณะ คือ คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า
4. เพื่อให้การปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการภายใต้ กพช. เป็นไปอย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรดำเนินการ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ภารกิจเสร็จสิ้น และ/หรือไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ จำนวน 17 คณะ และกลุ่มที่ 2
มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง และ/หรือจำเป็นต้องปรับปรุงองค์ประกอบหรืออำนาจหน้าที่ให้เหมาะสม
กับบริบทในปัจจุบัน ดำเนินการดังนี้ (1) ให้คงเดิมคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 2 คณะ คือ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (2) ให้ยกเลิกและแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ใหม่ จำนวน 1 คณะ คือ คณะกรรมการจัดทำ
แผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้าง
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จำนวน 18 คณะ 2. เห็นชอบให้คงเดิมคณะกรรมการภายใต้ กพช. จำนวน 2 คณะ และให้แต่งตั้งคณะกรรมการภายใต้ กพช. ใหม่ จำนวน 1 คณะ 3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอร่างคำสั่งยกเลิกคณะกรรมการภายใต้ กพช. จำนวน 18 คณะ และร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ต่อประธาน กพช. เพื่อพิจารณาลงนามต่อไป
กพช. ครั้งที่ 166 วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166)
วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
3. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2566 กบน. เห็นชอบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 – 30 กันยายน 2565 โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติแผนการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของเงินงบบริหาร จำนวน 67,883,397.40 บาท (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ และคณะทำงานเพื่อปฏิบัติงานตามที่คณะกรรมการมอบหมาย จำนวน 3 คณะ (3) ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น จากสถานการณ์การระบาดของไวรัสโควิด-19 เพื่อบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (4) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 10 ครั้ง (5) กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 143 ฉบับ และในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 33 ฉบับ (6) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ออกไปอีกสองปี จนถึงวันที่ 24 กันยายน 2567 (7) ในเดือนกันยายน 2565 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินรับเฉลี่ย 987 ล้านบาท และ ณ วันที่ 25 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิ มีจำนวน ติดลบ 124,216 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันติดลบ 82,674 ล้านบาท กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 42,542 ล้านบาท และเงินเรี่ยไร 1,000 ล้านบาท และ (8) จัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่อง และการกู้เงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) และการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เป็นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท และหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงิน และอนุมัติการกู้ยืมเงินของ สกนช. วงเงินไม่เกิน 1.5 แสนล้านบาท พร้อมทั้งอนุมัติหลักการร่างพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังค้ำประกันการชำระหนี้ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และหลักการร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษา เสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ .. ) พ.ศ. ....
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรค การปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) บริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพทางพลังงานของประเทศ จึงพิจารณาทยอยปรับค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเท่าที่จำเป็น และบริหารจัดการบนพื้นฐานการบรรเทาผลกระทบ ค่าครองชีพของประชาชนและคำนึงถึงศักยภาพการให้บริการพลังงานของผู้ให้บริการ ได้แก่ 1) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 2) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากกลุ่มสัญญาเดิม และกลุ่มที่ไม่มีสัญญากับการไฟฟ้า เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ แสงอาทิตย์ และพลังงานลม และ 3) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง นอกจากนี้ ได้กำกับดูแลในการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้า โดยการปรับอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการนำส่งรายได้จากการส่งออก LNG งดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป (2) ออกระเบียบและประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับภาคประชาชน และการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 (3) ส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซระยะที่ 2 โดยออกประกาศหลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO Regulatory Framework) กำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้สถานีแอลเอ็นจี กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG (LNG Benchmark) (4) ออกประกาศหลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Framework Guidelines) และกำหนดอัตราค่าบริการใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับบุคคลที่สาม (Wheeling Charge) สำหรับการทดสอบในโครงการ ERC Sandbox (5) จัดทำแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานหมุนเวียนของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มสูงขึ้น (6) ปรับปรุงกระบวนการอนุมัติอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานแบบเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) โดยออกกฎหมายลำดับรองเพื่อการอนุญาตแบบ OSS และพัฒนาระบบ e-Licensing รองรับการอนุญาตประกอบกิจการพลังงานแบบ Online (7) ปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อกำกับผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าเกี่ยวกับการใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป และพัฒนาระบบการรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม (Self-Declaration Report) เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าสามารถรายงานข้อมูลได้สะดวก (8) ติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด จำนวน 23.99 ล้านรายทั่วประเทศ วงเงินกว่า 33,689 ล้านบาท และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานองค์กรสู่ความโปร่งใสมีธรรมาภิบาล และมีการปฏิบัติงานที่มีประสิทธิภาพตามมาตรฐานสากล และพัฒนาระบบบริหารงานองค์กรและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล
3. สำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ ดังนี้ (1) ชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค จำนวน 13,765 ล้านบาท (2) พัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าตามมาตรา 97(3) จำนวน 2,352.53 ล้านบาท (3) ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยตามมาตรา 97(4) ภายใต้โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า แบบที่เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (On-grid) จำนวน 427.23 ล้านบาท และโครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า (หน่วยงานด้านการศึกษา) (Off-grid) จำนวน 164 แห่ง กรอบวงเงินงบประมาณ 95.00 ล้านบาท และ (4) ส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ตามมาตรา 97(5) กรอบวงเงินงบประมาณ 800 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ ผู้สอบบัญชีรับอนุญาต โดยความเห็นชอบจากสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้จากการดำเนินการรวมทั้งสิ้น 17,731,148,913.21 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 16,921,468,267.05 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 969,206,854.95 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รวม 614,527,115.13 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 354,679,739.82 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 283,773,062.41 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2562 - 2564 ด้วย
5. แผนการดำเนินงานสำนักงาน กกพ. และแผนการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ประกอบด้วย แผนการดำเนินงานของสำนักงาน กกพ. ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ภายใต้แผนปฏิบัติการการกำกับกิจการพลังงาน ระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570) พัฒนากฎระเบียบในการกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันและ การส่งเสริมการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การพัฒนาระบบการตรวจติดตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม ตลอดจนการพัฒนาองค์กรไปสู่องค์กรดิจิทัล และแผนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 บริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติฯ โดยมุ่งเน้นให้ความสำคัญกับการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการปรับปรุงกระบวนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (โรงแยกก๊าซฯ) เพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองในต่างประเทศ (รัสเซียและยูเครน) ได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีการปรับเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และได้มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Gas Separation Plant : GSP) ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า ให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคา ก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้โรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซฯ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทน จะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไป ชนิดอื่น ๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบ ตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติกเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่าง ๆ ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ที่ได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ จากเดิมใช้ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมมีราคาลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool คือ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา และสำหรับข้อเสียของการใช้ Single Pool คือ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. จากการพิจารณาแนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. แล้ว พบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนและเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งยังเป็นการส่งเสริมให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น จะทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool และการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง คือ ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบสำหรับรอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 พบว่า (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซฯ มีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่น ๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทน ที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และ ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน และ (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก
2. เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ และแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ซึ่งเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ซึ่งรวมถึงแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งมีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบอื่น ๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน Adder
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550) พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปี ๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจาก ไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงเพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ย
4. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ไปศึกษาทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียน ตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทนในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมาตรการ FiT มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต ทั้งนี้ ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบ ๆ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
5. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ พ.ศ. 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา ปริมาณกำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ โดยพบปัญหาจากการดำเนินการคือ ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาได้โดยไม่มีวันสิ้นสุดสัญญา โดยต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non–Firm ในรูปแบบ Adder กำหนดเรื่องการอายุของสัญญาและการเลิกสัญญาไว้ ดังนี้ (1) กรณี SPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียวเป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) กรณี VSPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติและให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ จากข้อกำหนดดังกล่าวจะเห็นได้ว่า สัญญาสามารถต่ออายุออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว นอกจากนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในช่วงหลังจากสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 - 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ TOU ซึ่งมีอัตราสูงถึง 4 – 5 บาทต่อหน่วย และปรับขึ้นลงตาม Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งรวมแล้วมีอัตราสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม จากข้อกำหนดจะเห็นได้ว่า หากไม่มีการกำหนดวันสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่ กพช. มีมติเห็นชอบ คือ 20 ปีนับตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จะส่งผลให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องแบกรับภาระค่าไฟฟ้าที่สูงเกินความจำเป็น
6. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่และอำนาจในการศึกษาวิเคราะห์นโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตามความเคลื่อนไหวของสถานการณ์ด้านพลังงาน วิเคราะห์แนวโน้ม และประเมินผลกระทบที่จะเกิดขึ้น เพื่อจัดทำข้อเสนอนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ประกอบกฎกระทรวงแบ่งส่วนราชการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พ.ศ. 2562 ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญา สำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้ มีการระบุถึงระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 – 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่มีการระบุการสิ้นสุดของระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมให้มีการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ที่มีประสิทธิภาพในการผลิตสูงกว่าและมีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าในปัจจุบัน โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) อยู่ระหว่างการรวบรวมข้อมูลในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง ในกรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมายและเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
7. พน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็นดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder โดยในสัญญาระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งในปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟาที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งหากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใด แจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจนแต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการแก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไร เพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่าภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว พน. ชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
8. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนนเชิงนโยบาย (Policy Expenses: PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญายังไม่มีข้อยุติ
9. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับบริษัท Theun-Hinboun Power Company (THPH) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2566 เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 ได้พิจารณาแล้ว มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติม จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ที่ได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปแล้ว เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 เนื่องจากพิจารณาจากข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่ระดับราคาสูงกว่า 3 บาท ต่อหน่วย โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 - 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณานำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำซึ่งสอดคล้องตามมติคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. โดยไม่ต้องนำเข้าคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอเสนอมาตรการขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดย กฟผ. แจ้งว่าได้รับหนังสือจากบริษัท THPC เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่าง ๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และบริษัท THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 โดยช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาทต่อหน่วย ซึ่งยังเป็นต้นทุนที่สูง หากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของบริษัท THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ดังนั้น มาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานสูงของประเทศไทยได้ โดยสรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี (วันลงนามข้อตกลง ถึง 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาตามที่จะพิจารณา) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตาม PPA เดิม (ประมาณ 1.85 บาทต่อkWh ซึ่งถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย ณ กันยายน 2566 ช่วง Peak 3.372 และช่วง Off-Peak 3.317 บาทต่อหน่วย) (3) เงื่อนไขการรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (Must Take) เป็นไปตาม PPA เดิม โดย 20 เมกะวัตต์ ส่วนเพิ่มของสัญญารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมนั้น จะไม่ถูกนำมาคำนวณเป็นพลังงานรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (4) ความจุสูงสุด 454 เมกะวัตต์ (Three Units) และ (5) ด้านระบบไฟฟ้า ไม่ทำให้ระบบไฟฟ้าของ กฟผ. มีปัญหาแรงดันต่ำหรือการจ่ายโหลดเกิดพิกัด ไม่ส่งผลกระทบต่อค่ากระแสไฟฟ้าลัดวงจร และไม่ส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อแผนการผลิตไฟฟ้าหลักของประเทศ
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรกาบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 (2) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ เทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
เรื่องที่ 6 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซล ตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 10 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป
2. ธพ. มีแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซลตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไป โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน ซึ่งในเบื้องต้นกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นหลัก (เกรดพื้นฐาน) เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ซึ่งมีแผนจะผลิตจำหน่ายในวันที่ 1 มกราคม 2567 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก สำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะมีการปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 และการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันบี 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง “การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว” ซึ่งมีมติรับทราบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และมอบหมายกรมธุรกิจพลังงานจัดส่งร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ให้คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน พิจารณา โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศตามที่ ธพ. เสนอ โดยให้ปรับแก้ไขข้อความในร่างประกาศตามความเห็นของที่ประชุม ซึ่ง ธพ. ได้ปรับแก้ข้อความในร่างประกาศดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้ ธพ. ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
5.1 จัดทำร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมัน บี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก ทั้งนี้ ร่างประกาศดังกล่าวได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
5.2 การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
5.3 ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบต่อไป
3. มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการ ลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2566 ในอัตรา 4.45 บาทต่อหน่วย ลงเหลือ 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติเห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายปลีก สำหรับเรียกเก็บในงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ตามที่ผู้รับใบอนุญาตซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจนำเสนอตามแนวทางมติ ครม. ในอัตรา 20.48 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ปรับลดลงเป็น 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2566 – เดือนเมษายน 2567 โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ร่วมกับการคำนึงถึงศักยภาพความมั่นคงในการบริการพลังงานของของผู้ใช้บริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงมีมติเห็นชอบค่า Ft ขายปลีก สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับ 89.55 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นกรณีจ่ายคืนภาระต้นทุนคงค้างของ กฟผ. ภายใน 2 ปี โดยคิดเป็นค่าไฟฟ้า (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เท่ากับ 4.68 บาทต่อหน่วย
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงมีเป้าหมายบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 ให้ลดลงไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วย ดังนั้น จึงต้องหาแนวทางลดค่าไฟฟ้าลง 48.00 สตางค์ต่อหน่วย โดยมีแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567- เดือนเมษายน 2567 ดังนี้
2.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับราคาก๊าซธรรมชาติ เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าลดลง ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 11.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) การส่งผ่าน Gulf Gas กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยมอบหมายให้ กกพ. เรียกเก็บ Shortfall ก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. จำนวน 4,300 ล้านบาท นำมาลดราคาก๊าซให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย (ไม่รวมปริมาณโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) ส่งผลให้ลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 4.48 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย
2.2 ให้ กฟผ. รับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 จำนวน 15,963 ล้านบาท แทนประชาชนไปพลางก่อน ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 25.37 สตางค์ต่อหน่วย
2.3 มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง พน. จึงเสนอให้ตรึงอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ที่อัตรา 3.99 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) (ข้อมูล กกพ. ณ เดือนธันวาคม 2566) ซึ่งสามารถสรุปประมาณการจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ดังนี้ (1) กฟน. และ กฟภ. มีผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวน 17.77 ล้านราย คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 2,242.69 ล้านหน่วยต่อเดือน และสำหรับ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ มีผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวนประมาณ 40,542 ราย (กฟผ. จำนวนประมาณ 3,680 ราย และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ จำนวนประมาณ 36,862 ราย) คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 12.09 ล้านหน่วยต่อเดือน (2) ประมาณการงบประมาณสำหรับช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21.19 สตางค์ต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 คิดเป็นงบประมาณรวมประมาณทั้งสิ้น 1,911.15 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม - เมษายน 2567 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จากคณะรัฐมนตรี วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงาน ในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
กพช. ครั้งที่ 165 วันพฤหัสบดีที่ 9 มีนาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 165)
วันพฤหัสบดีที่ 9 มีนาคม 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
2. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2565 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (กองทุนฯ) ประจำปีงบประมาณ 2565 และเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2565 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาจัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์ และแผนการใช้จ่ายเงินฯ ได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุนการศึกษา การฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และอนุมัติเงินในวงเงินรวม 11,460,490 บาท ซึ่งมีผู้รับการสนับสนุนทุน ในวงเงิน 11,276,240 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม ในวงเงิน 6,854,330 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 9 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 19 ทุน เป็นเงิน 6,670,080 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ในวงเงิน 4,126,160 บาท โดยอนุมัติให้ สำนักปลัดกระทรวงพลังงาน 1 โครงการ ได้แก่ โครงการเพิ่มศักยภาพด้านการปฏิบัติงานตามภารกิจที่ถ่ายโอนให้แก่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เป็นเงิน 140,000 บาท และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน 3 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการพัฒนาทักษะด้านพลังงานสำหรับบุคลากรกองถ่ายทอดและเผยแพร่เทคโนโลยี จำนวน 122 คน ระยะเวลา 45 วัน แก่กองถ่ายทอดและเผยแพร่เทคโนโลยี เป็นเงิน 1,675,500 บาท 2) โครงการพัฒนาและเสริมสร้างสมรรถนะการปฏิบัติงานของบุคลากรกองพัฒนาพลังงานทดแทน จำนวน 70 คน ระยะเวลา 4 วัน แก่กองพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นเงิน 906,660 บาท และ 3) โครงการศึกษาดูงานการบริหารจัดการและการใช้พลังงานทดแทนตามเทคโนโลยีที่หลากหลาย ณ ประเทศออสเตรเลีย จำนวน 15 คน ระยะเวลา 6 วัน แก่กองพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นเงิน 1,404,000 บาท (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ในวงเงิน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 411.604 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.011 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 411.592 ล้านบาท รายงานแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 2.691 ล้านบาท รวมค่าใช้จ่ายจากการดำเนินการ 11.285 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 8.593 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและสังคม ส่งผลให้ต้องขยายระยะเวลาการศึกษาและฝึกอบรม และมีการเบิกจ่ายผูกพันข้ามปีงบประมาณเรื่อยมาจนถึงปีงบประมาณ 2565 ประกอบกับอัตราดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารซึ่งเป็นรายได้หลักของกองทุนลดลง ส่งผลให้กองทุนมีรายได้รวมต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ตามลำดับ และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว โดยโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะ ลงนามได้ และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของทั้งสองโครงการในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. โครงการน้ำงึม 3 ได้จัดทำ Full Due Diligence แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2565 และ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 ส่วนโครงการเซกอง 4A และ 4B กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA ของทั้งสองโครงการดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้เจรจาร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2566 ตามลำดับ
3. รายละเอียดโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B
3.1 โครงการน้ำงึม 3 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Nam Ngum 3 Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) สัดส่วนร้อยละ 55 บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) สัดส่วนร้อยละ 25 และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Électricité du Laos: EDL) สัดส่วนร้อยละ 20 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ (3 x 160 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - ลาว จำนวน 468.78 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,083 ล้านหน่วยต่อปี โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
3.2 โครงการเซกอง 4A และ 4B กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Xekong 4A & 4B Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 60 บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 20 และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด สัดส่วนร้อยละ 20 โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 355 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – ลาว จำนวน 347.30 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 1,472.78 ล้านหน่วยต่อปี โดยแบ่งเป็น เซกอง 4A มีกำลังผลิตติดตั้ง 175 เมกะวัตต์ (2 x 87.5 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 170.20 เมกะวัตต์ และเซกอง 4B มีกำลังผลิตติดตั้ง 180 เมกะวัตต์ (2 x 90.0 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 177.10 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3
4.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 6 เดือน นับจากวันลงนาม หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจัดหาเงินกู้แบบ Project Finance (Scheduled Project Finance Achievement Date: SPFAD) คือ ภายใน 24 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SPFAD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายใน 5 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 36 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่ง ของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมงในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ราคารับซื้อระหว่างทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ก่อน COD ประกอบด้วย ราคาในช่วง Peak เท่ากับ 1.5300 บาทต่อหน่วย ช่วง Off Peak เท่ากับ 1.3005 บาทต่อหน่วย หลัง COD ประกอบด้วย PE ซึ่งแบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 เท่ากับ 4.2850 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.3712 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6454 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0000 บาทต่อหน่วย
4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้า เกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 3 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Excess SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 8.61 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 21.63 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 19.33 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 6.51 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security ส่วนแรก FCD Additional Security คือ หลักประกันจำนวน 1,300 ล้านบาท หรือสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่งหนังสือค้ำประกันหรือ Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD และส่วนที่สอง PFAD Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน PFAD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) กรณีเกิด FM ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติ ตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืน ในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบ มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้ เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
4.7 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน (2) หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกเข้าซื้อโครงการหรือไม่ก็ได้ โดยหากเลือกซื้อ กฟผ. ต้องจ่ายค่าซื้อโครงการตามราคาที่คู่สัญญาตกลงกันแต่ไม่เกินมูลค่า Shareholder Loan Amount กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ และ (3) หากเกิดขึ้นหลัง PFAD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ
4.8 การยุติข้อพิพาท หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหา โดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเซกอง 4A และ 4B
5.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 18 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 53 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 สิงหาคม 2573 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 82 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2576 โดยมีเงื่อนไขการจ่ายค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการ น้ำงึม 3 โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) PE แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 ก่อน COD เท่ากับ 3.3567 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 4.4756 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.4322 บาทต่อหน่วย (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.2890 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.7186 บาทต่อหน่วย และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.4322 บาทต่อหน่วย โดยการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.4 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 5.75 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 14.44 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 12.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 4.35 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 3,650 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
5.5 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) หากเกิดขึ้น หลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ทั้งนี้ ในส่วนของรายละเอียดด้านเหตุสุดวิสัย การยุติข้อพิพาท และกฎหมายที่ใช้บังคับสัญญา มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
6. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยและประเทศเพื่อนบ้าน ได้พิจารณาร่าง PPA ของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยมีมติเห็นชอบร่าง PPA ของทั้งสองโครงการ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA ดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
7. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้มีมติรับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการ เซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลา ของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
เรื่องที่ 3 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 64 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 65 ภายใต้นโยบาย และแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์ การกำหนดอัตราค่าบริการพลังงานของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภท โดย เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้รับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยกระทรวงพลังงาน (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน) จะจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 นำเสนอ กพช. ภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน และเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะ อันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. กกพ. ได้นำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 ไปดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และจัดทำข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ ปี 2564 - 2568 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
2.1.1 กกพ. ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. 2564 (ประกาศ กกพ.ฯ ปี 2564) ที่สอดคล้องกับนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2564 เป็นต้นมา
2.1.2 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2564 - 2568 สรุปได้ดังนี้ (1) ให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 และ (2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2565 - 2568 ที่สอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ดังนี้ (2.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับ การเปลี่ยนแปลงสภาพเศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม เทคโนโลยี และลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศโดยรวม (2.2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed Revenue) ของการไฟฟ้า ซึ่งคิดจากต้นทุนในการบริการที่คำนึงถึงการรักษาเสถียรภาพ และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลตอบแทนที่เหมาะสม โดยจำแนกตามประเภทผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อให้มีความสามารถในการแข่งขันกับภาคเอกชน รวมทั้งเป็นกลไกของภาครัฐในการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพด้านไฟฟ้า รองรับความผันผวนของการผลิตไฟฟ้า ภายใต้การกำกับการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ และแนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive Regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ทั้งนี้ ได้มีการปรับปรุงการกำหนดกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานและหลักเกณฑ์ทางการเงินที่เหมาะสม และส่งเสริมให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานอย่างต่อเนื่อง และ (2.3) กำหนดแนวทางการดำเนินงานสำหรับการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) โดยมีการตรวจสอบความซ้ำซ้อนของการใช้สิทธิ ของผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบการดำเนินงานเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายหนึ่งจะได้รับสิทธิ 1 สิทธิต่อครัวเรือนต่อบิลเดือน และต่อหนึ่งหมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า ให้ได้รับการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส และพิจารณาคุณสมบัติที่สมควรได้รับความช่วยเหลือ โดยให้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมอบหมายให้การไฟฟ้าดำเนินการประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิตามมาตรการค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยในปัจจุบัน ที่ประสงค์จะรับสิทธิช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยสำหรับปี 2566 เป็นต้นไป ตลอดจน ให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) ไปพิจารณารวมกับความต้องการรายได้ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
2.2 กกพ. ได้พิจารณาการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์ และข้อเสนอการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2564 - 2568 ที่ดำเนินการโดยคณะอนุกรรมการเฉพาะกิจจัดทำโครงสร้างอัตราค่าบริการไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 (คณะอนุกรรมการฯ) โดย กกพ. ในการประชุมครั้งที่ 51/2565 (ครั้งที่ 818) เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 - 2568 สรุปได้ดังนี้
2.2.1 จากการทบทวนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้า ตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลง พบว่าต้นทุน ทางเศรษฐศาสตร์ที่คำนวณค่าพลังไฟฟ้า (Demand Charge) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ในภาพรวมจะอยู่ในระดับที่สูงกว่าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน
2.2.2 ทบทวนอัตราค่าบริการรายเดือน ให้สะท้อนต้นทุนคงที่ของการไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน ซึ่งสามารถปรับอัตราค่าบริการรายเดือนลดลงได้ในบางกลุ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้า
2.2.3 เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 - 2568 ดังนี้ (1) เห็นควรให้คงอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า และอัตราค่าพลังไฟฟ้า สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งระดับส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในระดับเดียวกับปัจจุบัน (2) ให้มีการปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร ให้สะท้อนต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 เป็นต้นไป สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยอัตราปกติที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน และอัตรา TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 กิโลโวลต์ (kV) และ 12 kV จากเดิม 38.22 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 24.62 บาทต่อรายต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก อัตราปกติ และ TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 kV และ 12 kV จากเดิม 46.16 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 33.29 บาทต่อรายต่อเดือน และสูบน้ำเพื่อการเกษตร อัตรา TOU ทุกระดับแรงดัน จากเดิม 228.17 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 204.07 บาทต่อรายต่อเดือน ทั้งนี้ ค่าบริการรายเดือนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้คงอัตราเท่าเดิม และ (3) เห็นชอบให้มีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้มีการจำแนกองค์ประกอบ ของค่าไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐาน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (Policy Expense: PE) ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป
2.2.4 สาระสำคัญของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ดังนี้ 1.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายส่งฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายส่ง 1.2) ให้จำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานเดิม ออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานลดลงเท่ากับ 0.0354 บาทต่อหน่วยขายส่ง (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) 1.3) ให้มีการชดเชยรายได้จากการไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 2 แห่ง มีฐานะการเงินเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(1) เพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ซึ่งหักจากอัตราค่าบริการเป็นรายปี โดยให้ กฟน. นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และให้ กฟภ. ขอเบิกจ่ายจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามประกาศที่ กกพ. กำหนด (2) การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้ 2.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายปลีกฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายปลีก 2.2) ปรับปรุงและทบทวนคำนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและองค์กรไม่แสวงหากำไร ของ กฟน. และ กฟภ. ให้เป็นหลักการเดียวกัน 2.3) ให้คงอัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเท่าเดิม และให้จำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐาน ออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานลดลงในทุกประเภทอัตราค่าไฟฟ้า เท่ากับ 0.1430 บาทต่อหน่วยขายปลีก (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) รวมทั้งให้ปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนตามข้อ 2.2.3(2) 2.4) กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ายานยนต์ไฟฟ้าสาธารณะ (Public EV Charger) ประกอบด้วย อัตราค่าพลังงานไฟฟ้า (ไม่รวมค่า Ft ค่า PE และค่าบริการรายเดือน) ในอัตราเท่ากับ 2.9162 บาทต่อหน่วย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) และไม่มีค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมและสะท้อนต้นทุน ค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. รวมทั้งไม่ทำให้เกิดภาระค่าใช้จ่ายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น และหากรัฐบาลมีนโยบายที่จะกำหนดอัตรา Public EV Charger ต่ำกว่าอัตราดังกล่าวข้างต้น รัฐบาลอาจพิจารณานำเงินงบประมาณจากส่วนอื่นๆมาอุดหนุนเพื่อให้อัตรา Public EV Charger ลดลงได้ 2.5) กำหนดสูตรการคำนวณค่า Ft และสูตรการคำนวณการปรับค่า PE 2.6) กำหนดรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำหรับปี 2565 - 2568 ตลอดจนรายละเอียดค่าใช้จ่ายดำเนินงาน และกรอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ให้มีการปรับราคาโอนถ่านลิกไนต์เหมืองแม่เมาะ โดยใช้ราคา Production Cost ที่เกิดขึ้นจริงปี 2563 เท่ากับ 820 บาทต่อตัน และ 2.7) กำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้าและรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้า ตลอดจนการดำเนินงานระหว่างการไฟฟ้าและการเผยแพร่การปรับอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าสาธารณะของการไฟฟ้าในปัจจุบันมีลักษณะเป็นการประเมินหน่วยการใช้ไฟฟ้า และประมาณการค่าใช้จ่ายในเบื้องต้น ยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์เพื่อการคิดเงินที่ชัดเจนทั้งหมด ดังนั้น จึงเห็นควรชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานสำหรับการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งนี้ และขอให้ภาคนโยบายพิจารณากำหนดนโยบายให้การไฟฟ้าดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายดังกล่าวได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติก่อนดำเนินการในระยะต่อไป
2.2.5 กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับ การเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าในระยะต่อไป ตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งสามารถสรุปความคืบหน้าการดำเนินงานได้ ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเสนอ กกพ. พิจารณา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายใน ปี 2566 และ (2) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาอัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling Charge) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต ตลอดจนการศึกษาเพิ่มเติมเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน
3. ข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ดังนี้
3.1 เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเหมาะสม และเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอภาคนโยบายพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งได้จาก การปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบันมากที่สุด โดยเห็นชอบประเด็นนโยบายสำหรับการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) เห็นควรให้คงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้า และค่าพลังไฟฟ้า ในการกำหนดค่าไฟฟ้าขายปลีก และคงอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง เพื่อลดผลกระทบที่จะเกิดขึ้นกับผู้ใช้ไฟฟ้าในวงกว้าง (2) ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติในระยะต่อไป และ (3) กำหนดให้การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือน ที่การไฟฟ้าได้ตรวจสอบสิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ให้มีความซ้ำซ้อน และผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป และให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส เป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
3.2 กกพ. ได้ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ที่สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564 และมอบหมายให้การไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมเพื่อดำเนินการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าต่อไปเรียบร้อยแล้ว อย่างไรก็ตาม เนื่องจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานของประเทศไทยที่สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลต่อโครงสร้างการให้บริการไฟฟ้าและต้นทุนการให้บริการไฟฟ้าของประเทศที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างชัดเจน ซึ่งเป็นผลมาจากความผันผวน ของสถานการณ์ราคาพลังงานในตลาดโลกตั้งแต่ปลายปี 2564 เป็นต้นมา และการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก อ่าวไทยคาดว่าจะเริ่มเข้าสู่สภาวะปกติในช่วงเดือนเมษายน 2567 หากมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ที่จะจำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานยังไม่เข้าสู่สภาวะปกติ จะส่งผลกระทบต่อการปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาว ที่ไม่อาจคาดคะเนได้อย่างเพียงพอและเหมาะสม รวมทั้ง อาจทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดความสับสนในการจำแนกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าที่ต้องมีการเพิ่มเติมรายการค่า PE ในสถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงมีความผันผวนในปัจจุบันได้ ประกอบกับ มติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานเพิ่มเติม ซึ่งมีผลกระทบต่อต้นทุนการให้บริการของรัฐอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาเลื่อนการบังคับใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ดังกล่าวออกไปเป็นภายในปี 2567
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งได้จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบันมากที่สุด และมีความเห็นสอดคล้องกับข้อเสนอแนะของ กกพ. ในการคงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม ชะลอ การจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานเนื่องจากยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะอย่างครบถ้วน การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสโดยให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส เป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมถึงประเด็นผลกระทบ ในการพิจารณานำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่มีการจำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดนโยบายการพิจารณาองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE เป็นองค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้สนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐและต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม ซึ่งแม้ว่าในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่นำเสนอจะมี แนวทางการประเมินค่า PE อย่างชัดเจนแล้ว แต่อาจจำเป็นต้องพิจารณาแนวทางการกระจายภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายที่กำหนดไว้อย่างรอบคอบ เพื่อสอดรับกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นทั้งในระบบผลิตไฟฟ้า และระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Prosumer) ให้สามารถกระจายภาระต้นทุน อันเกิดจากการผลิตไฟฟ้า รวมถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยมีการคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่เป็นผู้มีรายได้น้อยที่ยังต้องใช้บริการพลังงานไฟฟ้าจากระบบไฟฟ้าส่วนใหญ่ หรือทั้งหมด ที่อาจมีภาระต้นทุนเพิ่มขึ้นด้วย นอกจากนี้ ยังควรเร่งดำเนินการเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าตามนโยบายที่ กพช. กำหนด ซึ่งบางส่วนมีความจำเป็นต่อการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันและอนาคต เช่น การวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน การจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 – 2568 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564
2. เห็นชอบข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 พร้อมรับข้อเสนอแนะของฝ่ายเลขานุการ กพช. ไปดำเนินการ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ติดตามสถานการณ์และศึกษาเปรียบเทียบผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟกลุ่มต่างๆ ภายใต้โครงสร้างอัตราค่าไฟแบบเดิม และแบบใหม่ โดยคำนึงถึง Scenario ต่างๆ เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจเชิงนโยบายต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบ และประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา และเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. มีมติเห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้าม ของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวม ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ
2. กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพลังงานลม สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 - 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยที่ประชุมได้มีความเห็นต่อผล การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนดไว้ พร้อมทั้งนำเสนอแนวทางในการดำเนินการดังกล่าวต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
4. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ อธิบายประเด็นตามข้อสังเกตต่อ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ประเทศไทยจะบรรลุเป้าหมาย NDC ที่เพิ่มขึ้นจากร้อยละ 25 เป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ภายในปี ค.ศ. 2030 หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การเพิ่มเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลด CO2 ตามเป้าหมาย NDC ของประเทศได้ (2) ปริมาณพลังงานไฟฟ้า (Energy) ที่ผลิตภายใต้ข้อเสนอนี้ไม่เกินไปกว่าแผน PDP2018 Rev.1 ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ส่งผลให้ Energy หายไป 6,535 GWh ณ ปี 2573 และตามแผนพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) จะมี Energy ทดแทนได้ 6,380 GWh ณ ปี 2573 ซึ่ง Energy ที่ผลิตได้ลดลงเล็กน้อย ไม่กระทบความมั่นคง และไม่เพิ่มระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ให้สูงขึ้น (3) ไฟฟ้าที่เพิ่มตามข้อเสนอนี้เป็นไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ช่วยแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมตามนโยบาย และไม่มีค่าพร้อมจ่ายไฟฟ้า (AP) ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่มีค่า AP ไม่รวมไปถึงโรงไฟฟ้าฟอสซิลเดิมที่มีค่า AP เป็นพลังงานสะอาด และไม่มีค่าพร้อมจ่ายเหมือนโรงไฟฟ้ามั่นคงสอดคล้องกับแผน Carbon Neutrality ตามนโยบายรัฐบาล (4) กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้ามั่นคงที่ต้องมีค่า AP ไม่เพิ่มขึ้น และยังคงรักษาเสถียรภาพได้อย่างเพียงพอ หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า โรงไฟฟ้ามั่นคงที่มีค่า AP ไม่เพิ่มขึ้น แต่ยังคงมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอต่อการรักษาความมั่นคง ของระบบไฟฟ้าในการรองรับปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม (5) ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยภายใต้ข้อเสนอลดลงจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) อย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การดำเนินการตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) คิดเป็นค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่ลดลงกว่าแผนการรับซื้อ ครั้งก่อนเกือบ 1 พันล้านบาท ณ ปี 2573 (6) การดำเนินการไม่เป็นการขัดต่อข้อเสนอแนะของศาลรัฐธรรมนูญ ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การดำเนินการตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) สอดคล้องกับข้อเสนอแนะของศาลรัฐธรรมนูญ ซึ่งเป็นการดำเนินการที่ไม่ได้ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน (7) การจัดสรรการรับซื้อ เป็นอย่างไร และมีความเหมาะสมอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการขยายการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดต่อเนื่องจากเดิม โดยหลังจากประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกในการรับซื้อปริมาณ 5,203 MW แล้ว จะพิจารณาให้สิทธิกับกลุ่มที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคก่อน โดยที่เหลือจะให้สิทธิกับกลุ่มที่ ไม่ผ่านคุณสมบัติ ไม่ผ่านเทคนิค แต่มีความพร้อมดำเนินการได้ตามเกณฑ์ที่ กกพ. จะกำหนดให้เหมาะสม เป็นธรรม โดยให้ไปปรับปรุงข้อเสนอให้ครบถ้วน ภายในระยะเวลาที่กำหนด (8) ราคาและเงื่อนไขการรับซื้อ ในส่วนที่รับซื้อเพิ่มเติมเป็นอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการกำหนดราคาและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 และ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 และกำหนดเงื่อนไขกรรมสิทธิ์ในหน่วย RECs ให้เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ (9) หาก กพช. อนุมัติในหลักการของเกณฑ์นี้ จะไม่ขัดกับข้อกฎหมายและสามารถปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรมในกำหนดเวลา ที่เหมาะสม ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า ได้มีการหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาแล้วว่าไม่ขัด กับข้อกฎหมาย และ กกพ. สามารถปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม (10) กระบวนการคัดเลือกจะมีการกำกับดูแลอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดต่อเนื่องจากเดิม โดยหลังจากประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกในการรับซื้อปริมาณ 5,203 MW แล้ว จะพิจารณาให้สิทธิกับกลุ่มที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคก่อน โดยที่เหลือจึงให้สิทธิกับกลุ่มที่ไม่ผ่านคุณสมบัติ ไม่ผ่านเทคนิค แต่มีความพร้อมดำเนินการได้ตามเกณฑ์ที่ กกพ. จะกำหนดให้เหมาะสม เป็นธรรม โดยให้ไปปรับปรุงข้อเสนอให้ครบถ้วน ภายในระยะเวลาที่กำหนด
5.1 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (ขนาดกำลังผลิต ตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์) และสำหรับขยะอุตสาหกรรม (ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm โดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 20 – 25 ปี และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ทั้งนี้ พลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานจะยังไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่มีการนำเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานมาผสมผสานให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีความสามารถในการพร้อมจ่ายและรองรับความต้องการในแต่ละช่วงเวลาได้ ซึ่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการทดสอบและคาดว่าจะสามารถจัดหาได้ครบตามเป้าหมายแล้ว
5.2 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3,668.5 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,632 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,000 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 6.5 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 30 เมกะวัตต์ กรณีที่มีเป้าหมายคงเหลือจากการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้นำเป้าหมายคงเหลือมารวมในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมด้วย ยกเว้นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ทั้งนี้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวัน SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง หลักการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ที่ได้รายงานให้ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565
5.3 การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบ จาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้ (1) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 (2) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องใช้หนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 (3) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม สามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้ และ (4) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ ในข้อ 2 ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา
5.4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตาม ข้อ 5.2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 เสร็จสิ้น และมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์ การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) ที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไข คำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้ (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้ว ในข้อ 5.4(1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 5.4(1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ และเงื่อนไขที่ กกพ.กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 5.3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม ทั้งนี้ สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้ และ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพ ของโครงข่ายระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 5.4(1) ให้แล้วเสร็จ ก่อนที่จะดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 5.4(2) ต่อไป ทั้งนี้ หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับและไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า
5.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ให้ยึดกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาคที่ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 โดยการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมกำหนดให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับขยะอุตสาหกรรมที่กำจัดยาก ซึ่งมีกระบวนการกำจัดที่ซับซ้อนกว่าการเผาไหม้โดยตรง และมีระบบควบคุมมลพิษทางอากาศที่สามารถป้องกันได้อย่างมีประสิทธิภาพ และขยะอุตสาหกรรมที่เป็นแหล่งทรัพยากรธรรมชาติทดแทน (Reuse/Recycle) ตามนโยบายกำจัดของเสียของกระทรวงอุตสาหกรรมที่มุ่งเน้นอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมและพลังงานรวมถึงการป้องกันรักษาสิ่งแวดล้อมให้มีคุณภาพดีอย่างยั่งยืน ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากขยะอุตสาหกรรมที่มีลักษณะตามข้างต้นสามารถเกินกรอบปริมาณการรับซื้อสูงสุดรายภาคได้ โดยพิจารณาภาคที่มีกรอบรับซื้อคงเหลือก่อนเป็นลำดับแรก
5.6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ ให้ยึดใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้ ดังนี้ (1) กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาด ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) อัตรา FiT เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี 2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะอุตสาหกรรม กำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้แก่ อัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 เท่ากับ 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT เท่ากับ 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ทั้งนี้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย
6. ผลประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับ คือ (1) การเพิ่มเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยลดการปลดปล่อย ก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทยให้เป็นไปตามเป้าหมายในการบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) และการปลดปล่อยคาร์บอนสุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 (พ.ศ. 2608) ซึ่งได้มีการกำหนดเป้าหมายให้มีการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนในระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) นอกจากนี้ยังช่วยให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 20 – 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 (พ.ศ. 2573) ตามที่ได้มีการนำเสนอการมีส่วนร่วมในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดำเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศภายหลังปี ค.ศ. 2020 (พ.ศ. 2563) (Nationally Determined Contribution: NDC) ซึ่งต่อมามีการพิจารณาปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ (2) การที่มีผู้ประกอบการจำนวนมากให้ความสนใจยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมกันเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า สะท้อนให้เห็นว่าประเทศไทยยังคงมีศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนอีกมาก ซึ่งการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นด้วยการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ กบง. ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 เพื่อให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้นั้น จะช่วยให้ประเทศไม่เสียโอกาสในการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนที่มีอัตรารับซื้อในระดับที่เหมาะสม และสามารถแข่งขันได้ ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม และช่วยเสริมสร้างเสถียรภาพทางด้าน ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศได้ในระยะยาว อีกทั้งจะช่วยสนับสนุนแนวนโยบายการบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 และ (3) การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน เป็นการเสริมสร้างศักยภาพของประเทศไทยในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดของผู้ประกอบการภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม โดยเฉพาะธุรกิจส่งออกที่มีความจำเป็น ต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขของมาตรการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) เพื่อหลีกเลี่ยงไม่ให้เกิดการกีดกันทางการค้าระหว่างประเทศ และเพื่อเสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันทางด้านเศรษฐกิจและการลงทุนของประเทศด้วยการดึงดูดการลงทุน จากต่างประเทศ
7. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้สำเร็จได้ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) เพื่อเป็นส่วนในการสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลด ก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ 30 - 40 ตามแผน NDC และเข้าสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) นั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าการไฟฟ้าทั้งสามแห่งจะต้องเร่งดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้เพียงพอ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ ด้วย เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนฯ สามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบไฟฟ้าได้
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
3. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยใช้งบประมาณของโครงการที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติแล้วและมีวัตถุประสงค์เพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งดำเนินการเพิ่มศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ (หากจำเป็น) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมหารือร่วมกัน เพื่อกำหนดแผน/แนวทางในการกำจัดซากแผงโซล่าเซลล์ที่ชัดเจน อย่างถูกวิธี ปลอดภัย และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อให้การดำเนินงานโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สร้างปัญหา/มลพิษต่อชุมชน และการพัฒนาอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องเป็นไปอย่างครบวงจร
กพช. ครั้งที่ 164 วันจันทร์ที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2566 (ครั้งที่ 164)
วันจันทร์ที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
4. แผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
5. ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
6. การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ 1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวลและสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 และรายงาน กบง. ทราบด้วย และ กบง. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าของปี 2565 สามารถสรุปผลการดำเนินการ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 1.64 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 1.263 ล้านตัน LNG (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมาย 0.33 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.47 ล้านตัน LNG (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า แม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 0.28 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.285 ล้านตัน LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 0.054 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.0067 ล้านตัน LNG (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดย กฟผ. รายงานว่าได้แจ้ง แผนรับน้ำมันเตาของเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนเมษายน 2566 เดือนละ 30 ล้านลิตร ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ทราบ โดย ปตท. นำเข้าและส่งมอบแบบ Ship to Ship ปัจจุบัน อยู่ระหว่างรอ ปตท. ยืนยันแผนส่งมอบ ซึ่งล่าสุด สำนักงาน กกพ. รายงานว่า เนื่องจากต้นทุนนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูงเมื่อเทียบกับ LNG ซึ่งคณะอนุกรรมการ บริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติม Stock ตาม PPA ไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43.0 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.6 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้ง การประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการดังกล่าว ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปประเด็นด้านปัญหา ผลกระทบ และมีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่า ผลการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหาร LNG Inventory ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน ส่งผลให้มีการลดการใช้น้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่ถูกกกว่า หรือกรณีที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงแต่โรงไฟฟ้าไม่ได้เติม Stock น้ำมันไว้ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยโรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า โดยอาจให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมันฯ ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอความอนุเคราะห์คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา ทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 - 45 วัน และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันฯ ให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรรีบแจ้งมายัง ธพ. เพื่อประสานและกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่า การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผน เนื่องจากเป็นช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทาน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย ชธ. ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น พบว่า ราคารับซื้อไม่จูงใจและเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาหลัก ส่งผลให้โรงไฟฟ้ายังต้องเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมันเชื้อเพลิง และต้นทุน การผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ลดลงตามแผน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น โดย สำนักงาน กกพ. อาจนำข้อเสนอนี้ไปพิจารณาและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ตามที่เห็นสมควร (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว พบว่ากระบวนการพิจารณาในส่วนของหน่วยงานภาครัฐ ทำให้ กฟผ. เริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยหากภาครัฐเห็นควรให้มีการเจรจารับซื้อในระยะยาวหรือตลอดอายุสัญญาของการซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน อาจจะต้องพิจารณาปรับปรุงโควตา MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป.ลาว ในการเพิ่มปริมาณรับซื้อต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน พบว่าได้งบประมาณในการดำเนินโครงการ ไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถก่อให้เกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจน และรวดเร็วได้มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคาร เกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการร่วมมือทางด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนทางด้านอนุรักษ์พลังงาน (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG พบว่า สภาวะตลาดซื้อ/ขาย LNG มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยเห็นควรให้ สำนักงาน กกพ. ดำเนินการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดหาและนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบและมติของคณะกรรมการต่าง ๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต เห็นควรมีการพิจารณาสัญญาที่จะมีการจัดทำในอนาคตในส่วนของเงื่อนไขที่จะถูกกำหนดในสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้กรณีที่เกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน ภาครัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจะได้สามารถนำมาบังคับให้ภาคส่วนต่างๆ ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งในด้านการปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้า การลดการใช้พลังงาน การเพิ่มการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้อย่างทันท่วงที นอกจากนี้ ควรเตรียมการเรื่องความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคง ด้านพลังงาน เช่น การเพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และ Facilities ต่าง ๆ รวมถึงการปรับปรุงกฎหมาย/ระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ยังควรพิจารณาหาแนวทางเพื่อให้สามารถใช้ Demand Response เพื่อใช้บริหารสถานการณ์
4. ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินงานตามมาตรการได้ประมาณ 78,969 ล้านบาท โดยมีผลประโยชน์ทางการเงินในแต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.61 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,338.90 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2564 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าคิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 28,526.78 ล้านบาท และปรับค่า Ft เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนการเปลี่ยนแปลง ของต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มี ความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงกฎระเบียบข้อกำหนดต่างๆ เพื่อเปิดให้บริการสถานี LNG และเปิดให้ใช้ระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (6) พัฒนางานกำกับกิจการไฟฟ้ารองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ RE 100 Package Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox Third Party Access : TPA Code และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา Wheeling Charge (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดยกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด ปัจจุบันมีผู้ลงทะเบียนแล้ว 8.49 ล้านราย วงเงิน 16,413 ล้านบาท มีการคืนเงินประกันแล้ว 8.03 ล้านราย วงเงิน 15,327 ล้านบาท และ (8) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์ การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2565 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้มีการชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,327 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 2,032 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยทบทวนและปรับปรุงประกาศ หลักเกณฑ์ และคู่มือที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 โดยได้อนุมัติรวมจำนวน 4,640 โครงการ งบประมาณรวม 1,950.70 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ภายใต้กรอบวงเงินรวม 1,920 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 กกพ. ได้อนุมัติกรอบวงเงินจำนวน 600 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 17,915,157,291.20 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 17,353,231,274.15 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 943,332,236.26 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 573,653,938.15 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 369,678,298.11 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 601,170,043.80 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2557 ถึง 2564 ด้วย
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 บับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติ ให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็น ของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลก ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้องใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2565 นอกจากนี้ อีกปัจจัย ที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานในการประเมินกรอบเงินลงทุนโครงการคือ ราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และมีแนวโน้มที่จะปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ตามปัจจัยต่างๆ ที่ส่งผลกระทบต่อการดำเนินการโครงการ พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ โดย เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยนและราคา ท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้นที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่อง ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2566 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการจัดทำผลกระทบ จากการปรับเพิ่มเงินลงทุนของโครงการฯ พบว่า การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนจากเดิม 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท จะส่งผลให้อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) รอบการกำกับปี 2565 ถึง ปี 2569 สำหรับพื้นที่ 3 (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.0027 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.0016 สตางค์ต่อหน่วย คำนวณโดยใช้สมมุติฐานการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) ที่ กกพ. มีมติเห็นชอบเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565
4. กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ โดยมีมติเห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. ที่ กพช. ได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนมกราคม 2566 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้ และขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าว ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงาน ได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ได้มีมติเห็นชอบแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (คณะกรรมการฯ) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) เป็นประธานกรรมการฯ ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ได้รับทราบผลการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่ เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และมีมติเห็นชอบเป้าหมายเบื้องต้นของการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน คือ เพื่อให้ประเทศไทยเป็นฐานการผลิตแบตเตอรี่รายใหญ่ของอาเซียน เกิดอุตสาหกรรมใหม่ที่สร้างรายได้ให้กับประเทศ รองรับอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าและการใช้งานในระบบไฟฟ้าของประเทศ สู่การพัฒนาอย่างยั่งยืน และเห็นชอบกรอบแนวทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน 4 ด้าน ได้แก่ ด้านที่ 1 การส่งเสริมการใช้ ด้านที่ 2 การส่งเสริมการผลิต ด้านที่ 3 การพัฒนา/ปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง และด้านที่ 4 การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากร และมอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันจัดทำรายละเอียดเป้าหมายการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อเสนอคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พิจารณาต่อไป ต่อมาสนพ. ได้ดำเนินโครงการศึกษาเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ 1) กำหนดทิศทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ที่ชัดเจน 2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาและจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ และ 3) จัดทำข้อเสนอแนะการปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในระดับ G (Generation) - T (Transmission) – D (Distribution) - R (Retail) ซึ่งโครงการแล้วเสร็จในวันที่ 18 เมษายน 2565 (2) คณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2565 ได้รับทราบผลการจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ตามที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ นำเสนอ และให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ เสนอแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สรุปแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575
2.1 เป้าหมาย คือ การพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ให้เป็นกลไกหนึ่งในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ตามแนวทางของอุตสาหกรรม New S Curve ของประเทศไทย โดยมีทิศทางการส่งเสริม คือ การสร้าง Demand และ Ecosystem ในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรม และมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) มีการวาง Positioning แบตเตอรี่ไทยให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Zero Emission Battery) เพื่อไม่ส่งต่อภาระให้ผู้ใช้งาน (Demand) และเพิ่มความสามารถการแข่งขันใน Value Chain ของผู้ผลิตหรือผู้ประกอบการโดยที่ ราคาและคุณภาพ ยังเป็น Market Average และมีปัจจัยความสำเร็จ (Key Success) ของการส่งเสริมอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ ได้แก่ Scale เป็นการสร้าง Demand ขนาดใหญ่ที่จูงใจนักลงทุน และ Speed คือ ความรวดเร็วของภาครัฐในการกำหนดนโยบายและการสร้าง Ecosystem เพื่อดึงดูด นักลงทุนและเตรียมความพร้อมด้านต่าง ๆ ให้รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่
2.2 แนวทางการส่งเสริมให้แบตเตอรี่เป็นอุตสาหกรรม New S Curve จะครอบคลุม 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
2.2.1 การใช้ระบบกักเก็บพลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมให้เกิดการใช้แบตเตอรี่ในประเทศ โดยใช้ Demand ภาครัฐในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ (Demand Driven) ประกอบด้วย 6 แนวทาง ครอบคลุมใน 2 ภาคส่วนคือ ภาคระบบโครงข่ายไฟฟ้า และภาคยานยนต์ไฟฟ้า ได้แก่ แนวทางที่ 1 การปรับรูปแบบสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า (Exist Variable Renewable Energy (VRE) : Non-Firm Power Purchase Agreement (PPA) to Semi/Firm PPA) เป็นการส่งเสริมให้มีการปรับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy : VRE) ที่เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทไม่บังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Non-Firm PPA) จากผู้ผลิตรายเดิม ให้เป็นสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบกึ่งบังคับหรือบังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Semi-Firm/Firm PPA) โดยการติดตั้งแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเดิม แนวทางที่ 2 การส่งเสริมการติดตั้ง BESS ร่วมกับ VRE (New VRE Integration) เป็นการส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (VRE) ในผู้ผลิตและผู้ใช้งานรายใหม่ แนวทางที่ 3 การใช้ BESS เพื่อชะลอการลงทุนขยายสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้า(Transmissions Line and Distribution Line (T&D) Investment Deferral) เป็นการส่งเสริมให้นำแบตเตอรี่มาใช้เพื่อชะลอการลงทุนการขยายสายส่ง/สายจำหน่าย ในกรณีที่ระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเกิดปัญหาความแออัด และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งได้จำกัดในบางช่วงเวลา แนวทางที่ 4 การรับซื้อบริการไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงจาก BESS (Battery Ancillary Services) เป็นการส่งเสริมการรับซื้อบริการไฟฟ้าที่เป็น Ancillary Services จากแบตเตอรี่ เพื่อใช้เสริมความมั่นคงในระบบโครงข่ายไฟฟ้า ทดแทนโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (โรงไฟฟ้าถ่านหิน และกังหันก๊าซ) แนวทางที่ 5 การเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ และสัมปทานภาครัฐเป็นยานยนต์ไฟฟ้า(Government Vehicles to Electric Vehicle (EV)) เป็นการเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และรถขนส่งมวลชน รวมไปถึงรถส่งสินค้าที่เป็นสัมปทานของภาครัฐให้เป็นยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และมีการใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศไทยร่วมด้วย และแนวทางที่ 6 การมอบสิทธิประโยชน์ต่างๆ สำหรับผู้ใช้ BESS ที่ผลิตในประเทศ (Direct Financial Support) เป็นการให้การสนับสนุนกับผู้ที่เลือกใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศ โดยการมอบสิทธิประโยชน์ต่าง ๆ ที่ผู้ใช้พึงจะได้ เช่น มาตรการทางภาษี/ส่วนลดไปที่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า/ส่วนลดการการเดินระบบและซ่อมบำรุง (Operate and Maintenance (O&M)) เป็นต้น
2.2.2 การผลิตระบบกักเก็บพลังงาน เป็นการส่งเสริมให้เกิดความสามารถในการแข่งขันการผลิตของประเทศในห่วงโซ่มูลค่า และการผลิตแบตเตอรี่เพื่อความยั่งยืนในประเทศ ประกอบด้วย 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 การส่งเสริมความร่วมมือ Government to Government (G2G) และ Business to Business (B2B) เพื่อพัฒนาอุตสาหกรรม BESS กับกลุ่มประเทศในห่วงโซ่อุปทาน (G2G & B2B Battery Value Chain Matching) เป็นกลไกของภาครัฐในการสนับสนุนและส่งเสริมภาคเอกชนร่วมมือกับประเทศที่มีแหล่งห่วงโซ่อุปทานให้เกิดพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partnership) เพื่อส่งเสริมความมั่นคงของห่วงโซ่มูลค่าแบตเตอรี่ (Battery Value Chain) แนวทางที่ 2 การอำนวยความสะดวกให้ภาคเอกชนโดยจัดตั้ง One-Stop-Service (Ease of Doing Business) เป็นการส่งเสริมและสนับสนุนจุดแข็งของประเทศไทยในการเอื้อให้เกิดการดำเนินธุรกิจ (Ease of Doing Business) เป็นการอำนวยความสะดวกให้กับเอกชนทั้งไทยและต่างประเทศ โดยจัดตั้ง One-Stop-Service (OSS) ประสานเชื่อมโยงภาคเอกชนกับหน่วยงานภาครัฐ หรือผู้กำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ Flow ในการดำเนินธุรกิจมีคล่องตัวและรวดเร็วมากขึ้น และแนวทางที่ 3 การส่งเสริมโรงงานผลิต BESS ที่มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality support by Thai Government) เป็นการส่งเสริมโรงงานผลิตแบตเตอรี่ให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์
2.2.3 กฎหมาย และมาตรฐาน มุ่งเน้นการปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบต่าง ๆ และมาตรฐานของประเทศให้สามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศ ได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน ได้แก่ แนวทางที่ 1 การสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งาน BESS ทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย (Standard (Production, Safety, Utilization, Waste)) เป็นเรื่องของการสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งานแบตเตอรี่ กำหนดให้แบตเตอรี่ที่นำมาใช้งานต้องผ่านการทดสอบมาตรฐานทั้งทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย รวมไปถึงการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการใช้งานแบตเตอรี่สำหรับ applications ต่าง ๆ ตลอดจนการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการนำแบตเตอรี่กลับมาใช้ใหม่ การทิ้ง การ recycle และการกำจัดเพื่อความปลอดภัยและยั่งยืน แนวทางที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศที่เป็นอุปสรรคต่อการแข่งขันธุรกิจ (Revision of Regulation) เป็นการเร่งปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศ ที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินธุรกิจและการค้าระหว่างประเทศ เพื่อให้ประเทศสามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน
2.2.4 การวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากรรองรับ เป็นการส่งเสริมการวิจัย และพัฒนานวัตกรรม และเป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ ได้แก่ แนวทางที่ 1 การจัดทำ Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนา BESS (Readiness Deployment) เน้นการสร้าง Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ แนวทางที่ 2 การกำหนดประเด็นวิจัยสู่การพัฒนา ในอนาคต (Next Generation of ESS) ในระดับ Technology Readiness Level 1-6 เช่น Alterative material & technology (Solid state, Li-S, Metal-Air), green hydrogen และ Second-life, recycling technologies etc. / techno-economic of ESS in the local context แนวทางที่ 3 การส่งเสริมให้เกิดการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่มีองค์ความรู้ BESS ในประเทศ (Human Resource Transfer) เป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ เป็นมาตรการที่เน้นการเร่งสร้างบุคลากรที่มีศักยภาพให้ได้ทั้งเชิงปริมาณและคุณภาพตลอดห่วงโซ่มูลค่าของอุตสาหกรรม และแนวทางที่ 4 การร่วมมือระหว่างภาคเอกชนกับสถานศึกษาผลิตบุคลากรเพื่อรองรับการพัฒนา BESS (Capacity Building in High Value Battery Chain) เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมให้เกิดการสร้างทักษะใหม่และการเสริมหรือพัฒนาทักษะของบุคลากรเดิม (New skill, Reskill & Upskill) ในอุตสาหกรรมยานยนต์และอุตสาหกรรมการผลิตเดิม รวมถึงบุคลากรของ 3 การไฟฟ้าฯ และสร้างบุคลากรให้มีทักษะในห่วงโซ่มูลค่าของแบตเตอรี่ที่มีมูลค่าสูง (High Value Battery Chain) เพื่อแสดงความพร้อมในการพัฒนากำลังคนสมรรถนะสูงรองรับภาคการผลิตและบริการในระยะยาว
2.2.5 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการ การส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 ทำให้เกิดอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่และอุตสาหกรรมต่อเนื่องในประเทศที่รองรับแนวทางของอุตสาหกรรมอนาคต (New S-Curve) เพิ่มความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีใหม่และนวัตกรรม เกิดการพัฒนาทักษะของบุคลากรและแรงงานในประเทศ เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านการวิจัย และพัฒนาของประเทศ เกิดการพัฒนาปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมายของประเทศให้มีความทันสมัย มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง เพิ่ม/กระตุ้นให้เกิดการส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด และทำให้ประเทศมีความพร้อมในการไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี 2050
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
2. มอบหมายให้ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน กำกับติดตาม การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 และรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วย นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญมาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วยกระทรวงพลังงาน (พน.) (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) โดยเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสาม และวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยคำวินิจฉัยดังกล่าว มีรายละเอียดในสาระสำคัญ ดังนี้
1.1 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2560 มาตรา 56 วรรคสอง เป็นบทบัญญัติที่มีหลักการมาจากรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 มาตรา 84(11) ซึ่งบัญญัติขึ้นในสถานการณ์ที่บ้านเมืองในขณะนั้นประสบปัญหาทางกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจที่ยังไม่ชัดเจน จึงกำหนดหลักการที่คุ้มครองกรรมสิทธิ์ของรัฐที่มีอยู่เดิมในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน เพื่อมิให้รัฐกระทำการใดให้โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่เป็นของรัฐตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน หรือทำให้รัฐถือหุ้นน้อยกว่าเอกชน แต่ไม่ได้ห้ามให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ดังนั้น การให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นกรณีที่รัฐดำเนินการให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานอย่างเพียงพอและทั่วถึงสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเอกชนที่ได้รับอนุญาตต้องจัดให้มีโรงงานไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า หรือระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้า ทรัพย์สินที่เอกชนจัดหามาประกอบกิจการจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชน แม้การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีสัดส่วน หรือกำลังการผลิตเกินกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด แต่มิใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง โดยไม่ทำให้สัดส่วนความเป็นเจ้าของในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐลดน้อยลง แต่อย่างใด อีกทั้งการที่รัฐอนุญาตให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการผลิตไฟฟ้าไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงของรัฐ เนื่องจากรัฐยังคงไว้ซึ่งเอกสิทธิ์หรืออำนาจในการควบคุมสั่งการให้เอกชนผลิตไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของรัฐได้ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
1.2 การที่รัฐให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าไม่ได้มีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่เรียกเก็บจากประชาชน เนื่องจากตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ มีเจตนารมณ์เพื่อคุ้มครองประโยชน์ของประชาชน โดยรัฐต้องดูแลเพื่อให้ได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม คำนึงถึง การลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากประชาชนประกอบกัน และต้องดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในหนึ่งหน่วยสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุน ไม่ว่าจะเป็น การลงทุนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือการลงทุนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยอัตราค่าบริการดังกล่าวต้องเพียงพอที่จะทำให้การจัดทำสาธารณูปโภคมีประสิทธิภาพ สร้างแรงจูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพ และมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 65(1) ถึง (4) อีกทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น รัฐอาจต้องใช้งบประมาณจำนวนมากกว่าสองแสนล้านบาทต่อปี ซึ่งกระทบต่อหนี้สาธารณะของประเทศ จึงมีความจำเป็นต้องให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการไฟฟ้าเพื่อให้ประเทศมีพลังงานไฟฟ้าอย่างเพียงพอและทั่วถึงโดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับและค่าบริการที่เรียกเก็บจากประชาชนประกอบกันด้วย นอกจากนั้น ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) สูงกว่าความเป็นจริง เนื่องจากสมมติฐานหรือตัวแปรที่ใช้ในการพยากรณ์เปลี่ยนแปลงไป เช่น สถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) ตั้งแต่ปี 2562 ถึงปัจจุบัน ส่งผลให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าลดลง และจากข้อมูลความสัมพันธ์ระหว่างกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าต้นเหตุที่ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นไม่ได้มีสาเหตุจากกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่เป็นปัจจัยจากราคา ก๊าชธรรมชาติที่สูงขึ้นทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น จึงเห็นได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนไม่ได้แปรผันโดยตรงกับการเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าและขายให้แก่รัฐแต่อย่างใด
1.3 กิจการพลังงานไฟฟ้าเป็นกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนและส่งผลต่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจำเป็นต้องดำเนินกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประเทศชาติและความผาสุกของประชาชนโดยรวม การผลิตไฟฟ้าที่เปิดโอกาส ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมเพื่อให้การประกอบกิจการพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและการพัฒนาประเทศ จำเป็นต้องพิจารณาความมั่นคงของรัฐและประโยชน์ส่วนรวม ของประชาชน โดยมีข้อแนะนำว่ารัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิด ความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะอาจถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้
1.4 อาศัยเหตุผลข้างต้นดังกล่าว จึงวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง
2. พน. ได้มีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ ดังนี้
2.1 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2.1.1 พน. ดำเนินการจัดทำ PDP โดยมีหลักการที่สำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) และด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) เพื่อใช้เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศและการขยายตัวของประชากรได้ โดยคำนึงถึงความมั่นคงการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดความเสี่ยงจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าเชิงพื้นที่ ทั้งในด้านเชื้อเพลิง ความพร้อมของโครงสร้างพื้นฐาน และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมถึงเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ และเพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตามที่ให้สัตยาบันไว้กับประชาคมโลกได้ นอกจากนี้ พน. ยังได้พิจารณาถึงปัจจัย ด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมและสอดคล้องกับความก้าวหน้าของการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ
2.1.2 การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP นั้น พน. ได้มีการจัดสรรให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า แต่ละรายไว้อย่างชัดเจน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ กฟผ. เป็นผู้พัฒนา กฟผ. สามารถดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อขออนุมัติการลงทุนและเริ่มพัฒนาโครงการได้ทันที ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ภาคเอกชนเป็นผู้พัฒนานั้น จะเปิดให้มีการแข่งขันภายใต้ระเบียบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการคัดเลือกที่กำหนดโดย กกพ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย ซึ่งการที่ พน. เปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ไม่ได้มีผลทำให้ความมั่นคง ด้านการผลิตไฟฟ้าของประเทศลดลง และไม่ได้มีผลทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศเพิ่มขึ้น หรือแตกต่างจากการที่รัฐดำเนินการเอง เนื่องจากภาครัฐมีกลไกหรือเงื่อนไขที่กำหนดไม่ให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และผลตอบแทนของโรงไฟฟ้ารัฐและเอกชนมีกำไรสูงเกินไปจนเป็นการเอาเปรียบผู้ใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การประมูลแข่งขันราคาโดยผู้ที่เสนอราคาไฟฟ้าต่ำที่สุดเท่านั้นที่จะได้รับการคัดเลือก การที่รัฐกำหนดราคารับซื้อให้สะท้อนต้นทุนเทคโนโลยีและการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพด้วยผลตอบแทนที่เหมาะสมและไม่สูงเกินควร เป็นต้น รวมทั้งภาครัฐได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าเอกชนต้องอยู่ภายใต้การควบคุมและกำกับดูแลของรัฐผ่านทางสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่เข้มงวดโดยกำหนดทั้งหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งกำหนดบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ ไว้อย่างชัดเจน ทำให้รัฐไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงใดๆ ในการผลิตไฟฟ้า และเป็นผลให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดจากความสามารถในการจัดหาโรงไฟฟ้าที่มีเทคโนโลยีที่ดี คุณภาพดี และมีประสิทธิภาพสูงได้ในราคาที่ต่ำกว่ารัฐดำเนินการเองได้ ในขณะเดียวกันรัฐยังสามารถจัดสรรเงินงบประมาณที่เหลือจากการที่รัฐไม่ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าเอง ไปใช้ในการพัฒนาประเทศด้านอื่นๆ ที่ไม่มีผู้ใดสนใจลงทุนหรือด้านที่รัฐจำเป็นต้องเป็นผู้ดำเนินการเท่านั้น ได้ตามหน้าที่ของรัฐที่กำหนดไว้ในรัฐธรรมนูญ
2.1.3 นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าทั้งหมดไม่ว่าจะเป็นโรงไฟฟ้าของรัฐหรือโรงไฟฟ้าของเอกชน ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ที่การไฟฟ้ากำหนด และอยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งเป็นกิจการภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ทำหน้าที่ในการวางแผนสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทย มีความมั่นคง เชื่อถือได้ และมีคุณภาพ ด้วยต้นทุนที่เหมาะสมในการจำหน่ายไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นหน่วยงานเดียวของประเทศที่ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการระบบส่งไฟฟ้าและกิจการควบคุมระบบไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งเป็นกฎหมายที่ตราขึ้นเพื่อประโยชน์ในการกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและต่อการพัฒนาประเทศอย่างยั่งยืนในด้านสังคม เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อม
2.1.4 พน. จึงมีความเห็นว่า การจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าภายใต้ PDP ควรต้องพิจารณาตามความเหมาะสมในด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ของประเทศชาติโดยภาพรวมเป็นหลักสำคัญ จึงได้กำหนดแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ ดังต่อไปนี้ (1) ควรให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งออกจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของแต่ละกิจการและโรงไฟฟ้า สามารถพิจารณาต้นทุน ผลตอบแทน และประสิทธิภาพของแต่ละกิจการได้อย่างโปร่งใส เป็นธรรม และตรวจสอบได้ รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และเกิดการแข่งขันที่เท่าเทียมในกิจการผลิตไฟฟ้าต่อไป (2) ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) ระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีการกำหนดหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ อย่างชัดเจน และให้มีการบังคับใช้และกำกับดูแลให้เป็นไปในลักษณะเดียวกันกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชน ทุกประการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล หากในกรณีที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีบทปรับเกิดขึ้น กฟผ. จะต้องรับผิดชอบบทปรับด้วยการส่งคืนโดยนำไปลดค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ไม่สามารถนำมาส่งผ่านเป็นค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ เนื่องจากในปัจจุบันแม้ว่า กฟผ. จะได้เริ่มจัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ให้มีโครงสร้างแบบเดียวกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชนแล้วก็ตาม แต่สัญญา Internal PPA ยังมีเงื่อนไขที่สำคัญหลายประการแตกต่างไปจากของเอกชน เช่น ไม่มีกำหนดแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ต้องปฏิบัติตาม ไม่มีการวางหลักประกัน ไม่มีการจัดหาประกันภัย ไม่มีการรับผิดชดใช้ค่าเสียหาย ไม่มีการจัดหาเชื้อเพลิงสำรอง ไม่มีบทปรับ รวมถึงไม่มีการนำเงื่อนไขในสัญญาไปบังคับใช้จริง โดยเป็นเพียงเอกสารที่จำลองขึ้นเพื่อส่งเสริมให้ กฟผ. มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานให้ใกล้เคียงกับเอกชนให้ได้มากที่สุดเท่านั้น ทำให้ กฟผ. ไม่มีภาระผูกพันตามสัญญาและไม่มีแรงจูงใจในการพัฒนาประสิทธิภาพให้ดียิ่งขึ้นแต่อย่างใด (3) สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดำเนินการโดย กฟผ. ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน โดยให้มีการกำหนดเงื่อนไขสำคัญต่างๆ ในการพัฒนาและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า รวมถึงการจ่ายค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าหรือปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและจ่ายเข้าระบบได้จริง และอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าเอกชน เนื่องจากในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. จะได้รับเงินลงทุนบวกผลกำไรคืนในอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (Return on Invested Capital : ROIC) ตามที่ภาครัฐกำหนด ไม่ว่าจะผลิตไฟฟ้าได้หรือไม่ กล่าวคือ ได้รับประกับผลตอบแทนโดยไม่มีความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิงใดๆ (4) ควรให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการควบคุมสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่เชื่อมต่ออยู่กับระบบโครงข่ายของประเทศตามหลักการประสิทธิภาพและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการดูแลด้านความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้เกิดความโปร่งใส เป็นธรรม สามารถรองรับการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่มีแนวโน้มซับซ้อนยิ่งขึ้นในอนาคตได้ โดยการแยก System Operator ออกเป็นหน่วยงานควบคุมระบบอิสระนั้น เป็นโครงสร้างสากลที่เป็นที่ยอมรับทั่วโลก และไม่ได้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่อย่างใด ทั้งนี้ เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและเป็นต้นทุนหลักของค่าไฟฟ้า จึงควรให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) ซึ่งมีหน้าที่ในการบริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เป็นนิติบุคคลใหม่ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหา ค้าส่ง และจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรมในการให้บริการเช่นเดียวกัน และ (5) ควรมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ (1) ถึง (4) ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.2 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา โดยในการจัดทำ PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและมีเผื่อสำรองไว้สำหรับรองรับการหยุดซ่อมบำรุงหรือเหตุฉุกเฉินที่อาจเกิดได้ในระบบผลิตหรือระบบส่งไฟฟ้า ซึ่งในการจัดทำแผน PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยมีองค์ประกอบจากโรงไฟฟ้าที่มีความเสถียรเป็นส่วนใหญ่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีความเสถียรนั้นแม้ว่าจะมีอยู่บ้างแต่ก็ยังถือว่าเป็นสัดส่วนที่น้อย ทั้งนี้ ปริมาณกำลังไฟฟ้าสำรองอาจแตกต่างจากแผน เนื่องจากการใช้ไฟฟ้าไม่เป็นไปตามค่าพยากรณ์ที่จัดทำไว้ ณ ช่วงจัดทำแผน ซึ่งอาจเกิดจากเศรษฐกิจที่ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ หากพบว่าสภาวะเศรษฐกิจเปลี่ยนแปลงไปจากในช่วงของการจัดทำแผน PDP อย่างมีนัยสำคัญ พน. จะดำเนินการทบทวนค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งโดยปกติจะทำการทบทวนทุกๆ 3-5 ปี อย่างไรก็ดี กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ไม่ใช่ปัจจัยหลักที่มีผลทำให้ค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลงแต่อย่างใด โดยปัจจัยสำคัญที่มีผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้ามาจากราคาก๊าซธรรมชาติ เพราะเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและค่าเชื้อเพลิงเป็นองค์ประกอบใหญ่ของค่าไฟฟ้าโดยคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 70 ของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า และในปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างดำเนินการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ ซึ่งจะมีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นจำนวนมาก เพื่อให้สอดคล้องกับทิศทางพลังงานโลกที่มุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ภายใต้กรอบนโยบายพลังงานที่สนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) และเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี 2608 (ค.ศ. 2065) ตามที่รัฐบาลไทยได้แสดงเจตนารมณ์ไว้ต่อประชาคมโลก ทำให้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) จำเป็นต้องเพิ่มสูงขึ้นกว่าร้อยละ 15 ตามสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นในระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ดี พน. พิจารณาแล้วเห็นว่า ประเทศไทยควรปรับเปลี่ยนเกณฑ์วัดความมั่นคงระบบไฟฟ้าจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) มาเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่จะเริ่มมีมากขึ้นในอนาคต และเพื่อให้การประเมินและการวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น เนื่องจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ได้พิจารณาถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา และไม่สามารถพิจารณาความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทได้ ในขณะที่ PDP ฉบับใหม่จะต้องมีการกำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มเข้ามาเป็นจำนวนมาก โดยถึงแม้จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงแต่ก็อาจจะทำให้เกิดความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในบางช่วงเวลาได้ เช่น ช่วงเวลากลางคืนที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ LOLE จะมีการพิจารณาความมั่นคงของระบบที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา คำนึงถึงสมรรถนะการทำงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท คำนึงถึงลักษณะของความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ซึ่งจะสะท้อนถึงคุณลักษณะของระบบตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้น การวางแผนโดยการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมกับสถานการณ์ระบบไฟฟ้าในปัจจุบันมากกว่าการใช้เกณฑ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองขั้นต่ำ อีกทั้งยังช่วยให้การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในประเทศไทยมีความสอดคล้องกับการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน รวมถึงรองรับการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศได้อย่างยั่งยืน
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้รับทราบ คำวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ และได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญตามที่ พน. เสนอ โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการ โดยภาครัฐ ตามแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป (2) เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าไม่ขัดข้องในการเปลี่ยนมาใช้ดัชนี LOLE เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่ควรพิจารณากำหนดค่าเกณฑ์ LOLE อย่างรอบคอบ รวมทั้งควรมีการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชนเกี่ยวกับการใช้เกณฑ์ LOLE
มติของที่ประชุม
1. รับทราบคำวินิจฉัยศาลรัฐธรรมนูญ
2. เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
เรื่องที่ 6 การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงปี 2564 ถึงปี 2565 สรุปการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) การแยกธุรกิจบริหารจัดการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) เป็นนิติบุคคล โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ปรับโครงสร้างแยกสายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จตั้งแต่เดือนเมษายน 2561 (2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการ และกำกับดูแลต่อไป (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่ กกพ. เสนอ และ (4) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญา ระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ตามที่ กกพ. เสนอ นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้ กกพ. ใช้ในการกำกับดูแลการจัดหา LNG ต่อไป
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) และความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศ ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่มีการปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้ประชุมร่วมกับ LNG Shipper เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินงาน และได้นำผลการหารือมาจัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สรุปได้ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 พบว่า จากสถานการณ์ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ Shipper รายใหม่ในกลุ่ม Regulated Market ไม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมที่ใช้ราคา Pool Gas ได้ ส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์และการกำกับดูแล มีประเด็น ดังนี้ (1) ความไม่ชัดเจนของปริมาณ Take or Pay ที่ Shipper รายเดิมทำไว้กับผู้ผลิต หรือ LNG Supplier ทำให้ขาดข้อมูลที่มีความน่าเชื่อถือและตรวจสอบได้ จึงควรกำหนดหน่วยงานที่มีหน้าที่ตรวจสอบข้อมูล Take or Pay ของ Shipper รายเดิมให้ชัดเจน อีกทั้งควรจำกัดขอบเขตและปริมาณของ Old Supply (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา LNG นำเข้าไม่สอดคล้องกับสภาวะตลาดที่มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว รวมถึงขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาจากภาครัฐมีความล่าช้า และเป็นอุปสรรคต่อการจัดหา LNG ส่งผลให้ Shipper เกิดความเสี่ยงจากการถูกผู้ค้าทิ้งการเสนอราคา (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 1) ควรมีผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นหน่วยงานอิสระ โดยภาครัฐควรกำหนดกรอบเวลาที่ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จอย่างชัดเจน 2) ควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ LNG Terminal 3) การบริหารจัดการท่อควรมีความยืดหยุ่น เช่น การเปิดให้ Shipper สามารถโอนสิทธิซื้อขายก๊าซ และความสามารถในการจัดส่งระหว่างกันในระบบท่อได้ในภาวะปกติ เป็นต้น 4) มีการกำหนดหลักเกณฑ์การบริหารปริมาณในระบบท่อส่งก๊าซ (การปรับ Imbalance และ Overused) ให้ยืดหยุ่นสอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ก๊าซที่มีความผันผวน รวมถึงให้ TSO ทำหน้าที่เป็นผู้จัดหาก๊าซในการรักษาสมดุลในระบบท่อส่งก๊าซ 5) การกำหนดบทปรับตาม TPA Code หรือสัญญาควรมีความสมดุลระหว่างผู้ใช้บริการกับผู้ให้บริการ 6) มีการกำหนดหลักเกณฑ์ด้านราคาซื้อขาย และวิธีการดำเนินการที่ชัดเจน ทั้งหลักเกณฑ์สำหรับผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซ และหลักเกณฑ์สำหรับ Shipper ควรมีการปรับปรุง TPA Code ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ และควรเปิดให้มี TPA Code สำหรับระบบท่อในทะเล (4) การบริหารจัดการสถานีบริการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (LNG Terminal) 1) ควรมีการกำหนดหลักเกณฑ์การซื้อขาย LNG ที่อยู่ใน LNG Terminal ระหว่าง Shipper ที่ชัดเจน ทั้งด้านราคาและวิธีการดำเนินการ 2) ทบทวน TPA Code รวมถึงเงื่อนไขร่างสัญญาการใช้บริการที่สอดคล้องกันให้มีความเหมาะสม ไม่สร้างภาระให้กับผู้ใช้บริการเกินความจำเป็น (5) โครงสร้างราคาก๊าซไม่ส่งเสริมให้ Shipper รายใหม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมได้ และ (6) ควรมีการตรวจสอบสภาพตลาดเป็นระยะ และปรับปรุงหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับสภาพตลาดแต่ละระยะ ได้อย่างรวดเร็ว เพื่อส่งเสริมและรักษาให้มี Shipper หลายรายคงอยู่ในตลาด
3. ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีดังนี้
3.1 รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ให้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า ของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและ NGV ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณและคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ โดยแบ่งการดำเนินการในแต่ละส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำ (1) ให้ PTT Shipper บริหารจัดการ Old Supply ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (อ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ซึ่งได้ทำสัญญาไว้ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 (2) Shipper ที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจากลูกค้าของตนเอง ทั้งในกลุ่ม Regulated และ Partially Regulated Market สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น กลาง หรือยาว รวมถึงจัดหาในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม หรือภาคธุรกิจอื่นๆ (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแล และกำหนดหลักเกณฑ์ให้มีการจัดหา LNG ตามปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ทั้งนี้ ราคาการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และ (4) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่แยกก๊าซธรรมชาติที่มาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทย ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) โดยก๊าซธรรมชาติที่ออกจาก GSP ให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ (1) ให้ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้ให้กับ Pool Manager เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas (2) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. มีการจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน ที่ชัดเจน (Ring Fenced) และมีบทบาทหน้าที่ ดังนี้ 1) ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย Shipper นั้นๆ รวมถึงอัตราค่าผ่านท่อในทะเลสำหรับกรณีก๊าซอ่าวไทย อัตราค่าผ่านท่อเพื่อนำส่งก๊าซมายังประเทศไทยสำหรับกรณีการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG สำหรับกรณีการจัดหาในรูปแบบ LNG 2) ทำการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของกลุ่ม Regulated Market (ราคา Pool Gas) และ 3) ทำสัญญาเพื่อขายก๊าซธรรมชาติให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (ราคา Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper ในกลุ่ม Regulated Market กับ Pool Manager (4) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ (5) มอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ใน TPA Regime/TPA Code/TSO Framework/TSO Code ของ LNG Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2566 และ (6) ให้จัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ โดยให้มีหน้าที่รวมไปถึงการบริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ บริการจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Balancing) และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. โดยในกรณีที่มีความจำเป็นต้องใช้ Bypass Gas ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ให้ TSO ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ ให้ดำเนินการจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ให้แล้วเสร็จภายในปี 2566 และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ (1) ให้ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Pool Manager ในราคา Pool Gas ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (2) Shipper ในกลุ่ม Partially Regulated Market ให้ขาย LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติได้โดยตรง และ (3) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึง NGV ให้จัดอยู่ในกลุ่ม Regulated Market ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ สามารถเลือกที่จะอยู่ในกลุ่ม Regulated หรือ Partially Regulated Market ก็ได้
3.2 ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply /Demand) ประกอบด้วย (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (ทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ได้แก่ สัญญากับ Qatar (2 ล้านตันต่อปี) Shell (1 ล้านตันต่อปี) BP (1 ล้านตันต่อปี) และ Petronas (1.2 ล้านตันต่อปี) ซึ่งได้ทำสัญญาไว้กับ supplier ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 และ New Supply คือ ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply ซึ่งรวมถึงการนำเข้า LNG ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี ของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Demand คือ ความต้องการใช้ของโรงแยกก๊าซ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้วก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึงภาคอุตสาหกรรมและ NGV ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และ New Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ ก๊าซธรรมชาติก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 รวมถึงสัญญาที่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติไปแล้วแต่เป็นปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ในส่วน Old Supply ของ PTT Shipper ทั้งนี้ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยสามารถซื้อก๊าซจาก Shipper รายใดก็ได้ภายใต้การกำกับของ กกพ.
3.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ประกอบด้วย (1) ปริมาณการนำเข้า LNG โดย 1) ให้ ปตท. กฟผ. และ Shipper ทุกรายจัดส่งข้อมูล Demand และ Supply รวมถึงภาระ Take or Pay ตลอดอายุสัญญาของสัญญาทั้งหมดของตนเอง อย่างชัดเจน โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ ให้แก่ กกพ. ตามระเบียบหรือหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ 2) มอบหมายให้ กกพ. สนพ. ชธ. ร่วมกันพิจารณา Demand และ Supply ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณ การเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) โดยข้อมูลที่เกี่ยวข้องมอบหมายให้ ชธ. รวบรวม ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ ทั้งนี้ ให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น การทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพ ก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น
3.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและการกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย (1) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ 1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคา Pool Gas ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก 2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG 3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล 4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ เพื่อนำส่งมายังประเทศไทย 5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าเป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG 6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) และ 7) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย 1) ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ในกลุ่ม Regulated Market มีดังนี้ 2.1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (10 ปีขึ้นไป) และ/หรือสัญญาระยะกลาง (5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ให้มีความสอดคล้องกับสภาวะตลาดทุกเดือน และภายหลังจากที่ การเจรจาราคาและเงื่อนไขหลักได้ข้อยุติ ให้นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อขาย LNG และ 2.2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot โดยการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น (ต่ำกว่า 5 ปี) จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) หรือราคาอ้างอิงก๊าซธรรมชาติ (Gas Link) หรืออ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) หรืออ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid) ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญาจะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM ± X โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) และเป็น ผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศต่อไป ด้านการจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณา ความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ได้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้าสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. เป็นรายครั้งไป และ 3) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
3.6 มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market)
3.7 มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
3.8 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเปิด TPA ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลด การผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินการของผู้ประกอบการ และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้พลังงานมีความสามารถในการเข้าถึงทรัพยากรของประเทศได้อย่างเท่าเทียมกันต่อไปในอนาคต
3.9 ให้บรรดาคำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายที่ดำเนินการภายใต้แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่มีผล ใช้บังคับอยู่ในวันที่ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศใดๆ ที่ออกบังคับใช้แทน
4. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตดังนี้ (1) ขอให้พิจารณาการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ในประเด็นการให้ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ ต้องมีการกำกับดูแลไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต้นทุนของผู้ประกอบการกลุ่มอุตสาหกรรม และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. ไปหารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับ การปรับปรุงข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้จริง รวมทั้ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แล้วไม่ขัดข้องต่อการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แต่มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การจัดตั้ง Pool Manager ในระยะเริ่มต้นเห็นควรให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน โดยให้ กกพ. กำกับให้มีการแบ่งขอบเขตของกิจการที่ชัดเจน (Ring-fencing) รวมทั้งศึกษาถึงความเหมาะสมของความเป็นหน่วยงานอิสระ (Independent Pool Manager) เสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การเปิด Third Party Access ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เห็นควรให้เป็นนโยบายของภาครัฐ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลดการผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพ ในการดำเนินการของผู้ประกอบการ โดยมอบให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลการเข้าถึงและการเข้าใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน (Access & Use) ตามที่กำหนดไว้ในมาตรา 79 – 86 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 รวมทั้ง ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น และได้เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ ปตท. เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท โดยสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2566 ปตท. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือ แก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน มีการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเมษายน 2566 ในรูปแบบความร่วมมือ ดังนี้ รูปแบบที่ 1 จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลหรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาสูงกว่าในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนวณผลประหยัด (Saving) ที่เกิดขึ้นจากส่วนต่างราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทน กับราคาก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย ตามสูตรคำนวณดังนี้ ผลประหยัดที่เกิดขึ้นจากการเพิ่ม Bypass GasM = [ราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทนM (ราคาต่อหน่วยล้านบีทียู : MMBtu) - ราคาเฉลี่ยก๊าซอ่าวไทยM (ราคาต่อหน่วย MMBtu)] x ปริมาณ Bypass Gas ที่เข้าระบบM โดย M หมายถึง เดือน โดยเริ่มตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากผลประหยัดที่เกิดขึ้นดังกล่าว ไปใช้ในการช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และรูปแบบที่ 2 จัดสรรส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติแก่ กฟผ. เพียงรายเดียว (โดยส่วนลดราคาก๊าซดังกล่าวไม่ทำให้เกิดผลกระทบด้านภาษีต่อ ปตท. และ กฟผ.) และให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลง ไปใช้ในการช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ กรอบการจัดสรรวงเงินช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ประมาณ 4,300 ล้านบาท ดังนี้ เดือนมกราคม 2566 จำนวน 2,488 ล้านบาท เดือนกุมภาพันธ์ 2566 จำนวน 758 ล้านบาท เดือนมีนาคม 2566 จำนวน 549 ล้านบาท และเดือนเมษายน 2566 จำนวน 491 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 4,286 ล้านบาท
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน และมีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน ตามรูปแบบที่ 1 และรูปแบบที่ 2 รวมทั้ง การจัดสรรวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมอบหมายให้ กกพ. ดูแลการดำเนินการต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตว่า จำนวนเงินที่เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ ปตท. จะต้อง ไม่ซ้ำซ้อนกับการให้ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 และขอให้นำเงิน จำนวน 4,300 ล้านบาท ไปช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน วงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงดังกล่าว ไปใช้ในการลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 163 วันศุกร์ที่ 25 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 8/2565 (ครั้งที่ 163)
วันศุกร์ที่ 25 พฤศจิกายน 2565
1. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ เช่น นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และนำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นต้น รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้า เท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas)
2. ปัจจุบันสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลก มีความผันผวนและมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG มีการปรับเพิ่มขึ้นจากต้นปี 2564 ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับ ผลิตไฟฟ้าของประเทศ และจากการที่ยุโรปปฏิบัติตามมาตรการคว่ำบาตร (Sanction) โดยลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติจากประเทศรัสเซีย ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 40 ของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในยุโรป จึงทำให้ยุโรปต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงอื่นๆ ทดแทน ส่งผลให้แนวโน้มราคาในช่วงปี 2566 - 2567 อยู่ที่ประมาณ 25 – 33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
3. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยมุ่งเน้นในส่วนของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
3.1 การบริหารก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ในการคำนวณต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผ่านมา มีการนำราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ไปรวมกับก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่นๆ ที่ถูกส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำไปคิดเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) แต่เนื่องจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเป็นทรัพยากรของประเทศ ดังนั้น การจัดลำดับความสำคัญ ของการใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เห็นควรให้ใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าสำหรับประชาชนทั้งประเทศเป็นลำดับแรก เพื่อบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนจากต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ผลิตไฟฟ้าที่มีราคาสูงจากวิกฤตราคาพลังงาน โดยเฉพาะประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน รวมทั้งให้ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าในลักษณะอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) ที่เหมาะสม เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มที่ใช้ไฟฟ้าสูง และคิดเป็นเพียงร้อยละ 9 ของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ
3.2 การจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากการคำนวณส่วนต่างเบื้องต้นของมูลค่า C2+ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 พบว่าจะเกิดส่วนต่างมูลค่าหลังหักค่าใช้จ่ายและผลตอบแทนจากการประกอบกิจการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระดับที่เหมาะสมในปี 2564 อยู่ที่ประมาณ 20,000 ล้านบาท จึงเห็นควรขอความร่วมมือจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในฐานะเป็นผู้ประกอบธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติและใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อสนับสนุนการลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุน การให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน และส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง สำหรับในระยะถัดไป จำเป็นต้องมีการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อกำหนดแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย โดยให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติเสมือนเป็นโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติกำหนดผลตอบแทนการลงทุนจากการประกอบกิจการอยู่ในระดับที่เหมาะสม เพื่อทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าและก๊าซหุงต้มที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงลดลง ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ซึ่งมีปริมาณส่วนผสมของสารตั้งต้นปิโตรเคมียังได้รับการจัดสรรเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน
3.3 การบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ปัจจุบันการใช้สูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จะคำนวณจากการพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าและราคาเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นค่าเฉลี่ยล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือน ส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่ใช้ผลิตไฟฟ้าจริงและค่า Ft ที่เรียกเก็บ จะถูกนำไปคิดเพิ่มหรือลดในค่า Ft รอบถัดไป จากการผันผวนของราคาพลังงานและการประกาศเรียกเก็บค่า Ft ที่ไม่เป็นไปตามประกาศ เรื่อง “กระบวนการ ขั้นตอนการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ” ของ กกพ. ส่งผลให้ กฟผ. ในฐานะเป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) ไม่สามารถจัดเก็บค่าไฟฟ้าได้ตามต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าจริง และประสบปัญหาขาดสภาพคล่องเพิ่มขึ้นถึง 122,257 ล้านบาท ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้ประกาศเรียกเก็บราคา Pool Gas ซึ่งเป็นไปตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price: EPP) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ซึ่งรวมถึงค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 โดยก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย จากการพยากรณ์ต้นทุนการจัดหาก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือนนั้น ส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่จัดหาก๊าซธรรมชาติจริงและราคา Pool Gas ที่เรียกเก็บ ให้นำไปคิดเพิ่มหรือลดในราคา Pool Gas รอบถัดไป โดยให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติ ต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า โดยอัตโนมัติ (Ft) ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติเป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการ ที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้องกับกฎหมาย ต่อไป
3.4 มาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เพื่อเป็นการลดภาระจากผลกระทบที่เกิดขึ้น และช่วยลดปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติและไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศ ซึ่งมีผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลงได้อีกทางหนึ่ง จึงเห็นควรให้มีการดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เป็นการส่งเสริมให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟ จากรูปแบบการใช้ปกติ และมีการดำเนินการในหลายประเทศทั่วโลก ทั้งนี้ เพื่อตอบสนองต่อราคาค่าไฟฟ้าในช่วงเวลาต่างๆ เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้า อันเป็นประโยชน์ต่อการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า และเสริมความมั่นคงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว โดยที่ผ่านมา กกพ. ได้ดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในมาตรการอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) และในช่วงวิกฤติขาดแคลนพลังงานจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ รวม 6 ครั้ง โดยสามารถสรุปรายละเอียด ดังนี้ ครั้งที่ 1 (2556) เพื่อรองรับแหล่งก๊าซยาดานาเนื่องจากสหภาพเมียนมาหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มผู้บริโภคครัวเรือน และกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้า ครั้งที่ 2 (1/2557) เพื่อลดความเสี่ยงการขาดไฟฟ้าช่วงที่มีการหยุดซ่อมระบบส่งก๊าซเยตากุน และเพื่อทดสอบการประมวลผลของการอ่านมิเตอร์อัตโนมัติ กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้า 10 ราย รวม 350 มิเตอร์ ครั้งที่ 3 (2/2557) เพื่อทดลองใช้มาตรการ DR และเตรียมความพร้อมหน่วยงานต่าง ๆ เมื่อเกิดเหตุการณ์จำเป็นในอนาคต กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรม 430 ราย ที่ติดตั้งมิเตอร์ระบบการอ่านหน่วยอัตโนมัติ ครั้งที่ 4 (1/2558) เพื่อรองรับกรณียาดานา และซอติก้าปิดซ่อมบำรุงในเดือนเมษายน 2558 กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4, 5 ครั้งที่ 5 (2/2558) เพื่อรองรับการหยุดซ่อมแหล่งก๊าซ JDA-A18 ในการติดตั้งทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิต กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4, 5 ของ กฟผ. หรือ กฟภ. ในพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ ครั้งที่ 6 (1/2560) เพื่อรองรับการปิดซ่อมแหล่งก๊าซยาดานา กลุ่มเป้าหมายเป็น ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 4 ทั้งนี้ ในการดำเนินมาตรการ Demand Response ในช่วงวิกฤติราคาพลังงานดังกล่าว กำหนดให้ผลตอบแทนจากการดำเนินมาตรการ Demand Response เพื่อใช้ในการบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤติราคาพลังงานเป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft)
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 ได้มีการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ได้มีความเห็นเพิ่มเติมในประเด็นมาตรการ Demand Response ควรเป็นมาตรการที่สามารถดำเนินการได้ในระยะยาว และประเด็นการสนับสนุน ของ ปตท. เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ควรให้ กฟผ. หารือ กฟน. กฟภ. ถึงแนวทางการปฏิบัติ ให้สามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม และมีมติเห็นชอบดังนี้ 1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ได้แก่ การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า การขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซฯ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และเห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า 2) เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ และ 3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
5. กกพ. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 ได้เสนอความเห็นต่อกรณีศึกษาการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft กรณีคำนวณค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยด้วยราคาก๊าซอ่าวไทย และส่วนผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นให้ใช้ราคาเฉลี่ยนถ่วงน้ำหนักของก๊าซอ่าวไทยส่วนที่เหลือ ก๊าซจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวตามแนวนโยบายการจัดสรรลำดับความสำคัญของก๊าซอ่าวไทยให้กับการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย พิจารณาแล้วเห็นว่า แนวนโยบายการจัดสรรลำดับความสำคัญของก๊าซอ่าวไทยให้กับการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนดังกล่าวนั้น เป็นประโยชน์ ต่อประชาชนและสอดคล้องกับเจตนารมณ์ตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 มาตรา 43(2) และมาตรา 57 (2) ก็สามารถดำเนินการได้ โดยควรพิจารณามาตรการรองรับผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ ก๊าซธรรมชาติในแต่ละภาคส่วนไปพร้อมกันด้วย
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนจากการปรับตัว ที่เพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติของตลาดโลก จึงเห็นควรให้มีการบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน การจัดสรรรายได้บางส่วนจากการดำเนินธุรกิจ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่งใช้ทรัพยากรธรรมชาติของประเทศ มาเป็นส่วนลดต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า รวมทั้งการดำเนินมาตรการที่ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดปริมาณการใช้ ก๊าซธรรมชาติลง ทั้งนี้ ทุกหน่วยงานที่มีหน้าที่เกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการ การให้บริการ รวมถึงการกำกับดูแลกิจการด้านพลังงาน ควรบูรณาการการทำงานร่วมกันเพื่อช่วยบรรเทาภาระของประชาชนในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและความสุขของประชาชนเป็นอันดับแรก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ดังนี้
1.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
1) จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเป็นลำดับแรก ในปริมาณที่ไม่เพิ่มภาระอัตราค่าไฟฟ้าจากปัจจุบัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตั้งแต่ใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2) มอบหมายให้ กกพ. เร่งศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
1.2 ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้ จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้
ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยให้เหมาะสมต่อไป และรายงานผลการศึกษาต่อ กบง. ทราบต่อไป
1.3 เห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติ เป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้อง กับกฎหมายต่อไป
2. เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ผลตอบแทน จากการดำเนินมาตรการ Demand Response เป็นส่วนหนึ่งของค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการ ตามอำนาจหน้าที่เพื่อให้สามารถลดต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมต่อไป
3. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงานต่อไป
กพช. ครั้งที่ 162 วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162)
วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2565
3. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี รักษาราชการแทนนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำรายงานการเงิน ส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้งโดย ความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน ภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (คณะกรรมการกองทุนฯ) ได้มีมติรับทราบรายงานผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564
2. ปีงบประมาณ 2564 สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) จัดส่ง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2564 กองทุนฯ มีหนี้สินและสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 29,261.49 ล้านบาท (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงินปี 2564 กองทุนฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2,335.76 ล้านบาท และ(3) งบแสดงการเปลี่ยนแปลงสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 29,058.54 ล้านบาท โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า รายงานการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 และผลการดำเนินงานสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญ ตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด ยกเว้นผลกระทบ ซึ่งอาจจะเกิดขึ้นของเรื่องที่กล่าวไว้ในวรรคเกณฑ์ในการแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไข ของรายงานการเงินบัญชีปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 โดย สตง. มีความเห็นอย่างมีเงื่อนไขว่าบัญชีปี 2563 ค่าใช้จ่าย แผนงาน – โครงการในส่วนของผู้เบิกเงินและผู้ได้รับการสนับสนุนจากกองทุน ไม่มีเอกสารหลักฐานแสดง ให้เห็นถึงค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นของแต่ละโครงการให้ตรวจสอบ ซึ่งในระหว่างปี 2564 กองทุนได้ตรวจสอบติดตามรายงานสรุปผลการใช้จ่ายเงินและให้ส่งคืนเงินเหลือจ่ายแต่ละโครงการ ในบัญชีปี 2563 แล้ว พบว่ามีข้อผิดพลาดจากการบันทึกบัญชีปีก่อน ซึ่งมีผลกระทบต่อบัญชีรายได้สูง/(ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสะสมของปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐ ฉบับที่ 3 ข้อผิดพลาดดังกล่าวต้องนำไปปรับปรุงแก้ไขรายงานการเงินในบัญชีปี 2563 แต่กองทุนนำมาปรับปรุงบัญชีปี 2564 ทำให้รายงานการเงินของบัญชีปี 2563 ซึ่งนำมาเปรียบเทียบกับรายงานการเงินบัญชีปี 2564 แสดงข้อมูลไม่ถูกต้อง และหากในบัญชีปี 2565 กองทุนฯ มีเอกสารตรวจสอบครบถ้วนในประเด็นที่ สตง. มีเงื่อนไขและมีการปรับปรุงบัญชีถูกต้องครบถ้วน สตง. ก็จะไม่มีเงื่อนไขในส่วนนี้ในรายงานการเงินบัญชีปี 2565 ทั้งนี้ เมื่อ กพช. มีมติรับทราบแล้ว ส.กทอ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอกราบเรียนต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา ตามที่ พ.ร.บ. กำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานเร่งติดตามหลักฐานการเบิกจ่ายของแผนงาน/โครงการ ที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนะ ของสำนักงานตรวจเงินแผ่นดิน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ) และเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (หลักการรับซื้อไฟฟ้าฯ) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อมา เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และได้เห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 และมีมติดังนี้ 1) เห็นชอบปรับปรุง กรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ ดังนี้ (1) วางหลักค้ำประกัน ปรับปรุงเป็น วางหลักประกัน (2) เป็นโครงการใหม่ ปรับปรุงเป็น เป็นโรงไฟฟ้าที่ลงทุนก่อสร้างใหม่ และไม่เคยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือไม่เคยได้รับการตอบรับซื้อจากการไฟฟ้า (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ ปรับปรุงเป็น สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย หรือ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ที่ยังมีผลใช้บังคับ (4) ยกเลิกเงื่อนไข เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว และ (5) ยกเลิกเงื่อนไข เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้า รอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ 2) เห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และ 3) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ต่อ กพช. ทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573
เรื่องที่ 3 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติดังนี้ 1) รับทราบผลการดำเนินการ ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 2) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจาก กลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่น ๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) และ 3) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่ กกพ. ได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งการดำเนินการระยะต่อไป จะต้องมี การจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือน ตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565
2. กบง. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการด้านพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และได้มีมติ ดังนี้
2.1 เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงาน กบง. ทราบด้วย
2.2 มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้ (1) ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. และ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. ดังนี้ 1) ให้สำนักงาน กกพ. กำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน 2) ให้ กฟผ. กำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชนมีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนดังกล่าว และ 3) ให้ ธพ. ประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา (2) ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม (3) ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เพิ่มเติม ดังนี้ 1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. บริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม และ 2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. เจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม และรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบ (4) เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ดังนี้ 1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วน ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน 2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมและภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติ ให้เกิดความคุ้มค่า และ 3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตาม ข้อ 2.2 (4) แล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย (5) ให้ พพ. เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้ สนพ. นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (6) ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ และ (7) ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 2.1 และข้อ 2.2 ต้องให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
2.3 มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
2.4 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 2.1 ถึงข้อ 2.3 อย่างใกล้ชิดและรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. กบง. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 ได้มีมติรับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ได้ปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมายพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบ เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 และมีมติเห็นชอบการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลาเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ การคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากกลุ่มโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าด้วยอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย เป็นการพิจารณาบนหลักการที่คำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าพิจารณาจากต้นทุนค่าดูแลบำรุงรักษาบางส่วนอย่างเดียว ประกอบกับมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นเป็นการดำเนินมาตรการในระยะสั้น เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
4. มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 มีมาตรการดังนี้
4.1 มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และ ธพ. (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ ชธ. (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้น จากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นปริมาณ 163.330 ล้านหน่วย โดยให้มีการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 และดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 ที่เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มเติม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และหรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และกฟภ. หรือกฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปีในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อ ดังนี้ (1) กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ(2) กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
4.2 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม และกำหนดเป้าหมายหน่วยพลังงาน ประกอบด้วย (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที ปริมาณ 20 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และการปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือน ธันวาคม 2565 มีความพร้อมสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้า ซึ่งใช้ปริมาณน้ำในส่วนที่น้ำเทิน 1 ยังไม่ต้องขายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าลาว (EDL) มาผลิตเพื่อขายให้กับไทยได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย จึงเห็นควรมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าว และโครงการเทินหินบุน ประมาณ 9.6 ล้านหน่วย โดยสามารถเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ 20 เมกะวัตต์ และคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณเดือนละ 6.4 ล้านหน่วย จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบหมาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม และให้รายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบ และ (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. และ (9) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 8,800 ตันเทียบเท่า LNG หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ.
4.3 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยไม่ได้กำหนดเป้าหมายหน่วยพลังงาน ประกอบด้วย (10) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. ถึง 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสม กับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ และ (11) เร่งรัดการอนุมัติหรืออนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
ทั้งนี้ หากมีการดำเนินการตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2565 สามารถประมาณเทียบเท่าลดการนำเข้า Spot LNG ได้ประมาณ 17 – 19 ลำ โดยในส่วนของผลประโยชน์ทางเศรษฐศาสตร์เบื้องต้นจากการเปลี่ยนแปลงไปใช้เชื้อเพลิงอื่นเพื่อการผลิตไฟฟ้าจะช่วยลดค่าใช้จ่ายจากการนำเข้า Spot LNG ในช่วงเวลาดังกล่าวได้ลดลงประมาณ 22,900 - 31,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วง เดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ)
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดังนี้
(1) ให้สำนักงาน กกพ. รับผิดชอบกำกับติดตามและบูรณาการการดำเนินการในภาพรวม ให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา และนำเสนอมาตรการข้างต้นต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน
(2) ให้ กฟผ. รับผิดชอบกำกับให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชน มีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผน
(3) ให้ ธพ. รับผิดชอบประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาให้เป็นไปตามแผน
3. มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุน และประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม
4. มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยาย กรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567
5. มอบหมายให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวเพิ่มเติม ดังนี้
(1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม
(2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และให้รายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
6. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 ดังนี้
(1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่ราคาต่ำกว่าตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน
(2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม และภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า
(3) ให้ กกพ. พิจารณากำกับดูแลการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ 6 ข้างต้นแล้ว ให้ดำเนินการ เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติ ของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
7. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน (นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ) ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ
8. มอบหมายให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
9. มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างการพิจารณา เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1 ถึง 9 ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
10. มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการ ที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเร็ว
11. มอบหมายให้ กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการ พลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จาก 2.1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมิถุนายน 2563 มาอยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมีนาคม 2565 หลังจากรัสเซียเริ่มเข้าโจมตียูเครน และ ณ วันที่ 21 กันยายน 2565 อยู่ในระดับสูงประมาณ 45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จนถึงปี 2568 - 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น อย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผล ให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน
3. เพื่อลดผลกระทบด้านต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนจากความเสี่ยงสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่อาจสูงขึ้น ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ อีกทั้งยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเพิ่มเติม โดยการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 ถึงปี 2568 โดย กฟผ. ได้เตรียมความพร้อมในด้านเทคนิค ด้านเชื้อเพลิง และด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในวันที่ 7 ตุลาคม 2565 โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 มีสภาพความพร้อมรองรับ การนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้า โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งาน อย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอ ตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้าจะไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำ ในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจากอ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาวไว้รองรับ
3.2 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นเพื่อให้เพียงพอต่อ ความต้องการที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าจะช่วยลด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มต่างๆ โดยสามารถลดต้นทุน ในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 9,740 ล้านบาท รวมทั้งยังสามารถบรรเทาผลกระทบจากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ (G1) ที่ลดลงจากผู้รับสัมปทานรายใหม่ ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 นอกจากนี้ การคงกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์ในประเทศจะช่วยลดผลกระทบจากราคาพลังงานที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะส่งผลให้ภาระค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของภาคประชาชนลดลงได้
3.3 ด้านสิ่งแวดล้อม การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศตาม Nationally Determined Contribution (NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 เป็นโรงไฟฟ้าเดิมซึ่งไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงเครื่องจักร ที่มีผลต่อกรรมวิธีการผลิตและเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยสามารถควบคุมมลสารได้ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม เรื่อง กำหนดค่าปริมาณของสารเจือปนในอากาศที่ระบายออกจากโรงงานผลิต ส่ง หรือจำหน่ายพลังงานไฟฟ้า พ.ศ. 2547 และประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2544) เรื่อง กำหนดมาตรฐานควบคุมการปล่อยทิ้งอากาศเสียจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ อีกทั้งรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการขยายกำลังผลิตโรงไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 - 7 และโครงการโรงไฟฟาแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ได้ประเมินครอบคลุมการเดินเครื่องโรงไฟฟาพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 ดังนั้น จึงไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมโดยรวม และเป็นไปตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กฎหมายกำหนด
4. กบง. ในการประชุมครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52) เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 ได้พิจารณาการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน และ มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ กฟผ. นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณาและนำมาตรการที่กำหนดในรายงาน การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการ หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบ ต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงานเล่มล่าสุดมาปฏิบัติ (2) มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณา และนำมาตรการที่กำหนดในรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการ หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชน ในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงานเล่มล่าสุดมาปฏิบัติ
2. มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนให้สอดคล้อง กับนโยบายของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามมาตรา 9(8) และมาตรา 97 กำหนดให้เงินกองทุนใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97 (1) ถึง (6) โดยการใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ซึ่งได้กำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย และตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย โดยเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติ กพช. ข้างต้น ต่อมา เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ยังคงใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่ กกพ. เสนอ และกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ทั้งนี้ กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องกับอัตราเงินกองทุน ดังนี้ (1) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) ในอัตรา 0.005 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2559 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 และ (2) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(5) ในอัตรา 0.002 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้ารายงานข้อมูลการจำหน่ายไฟฟ้าและนำส่งเงินเข้ากองทุนตั้งแต่รอบบิลค่าไฟฟ้าเดือนมกราคม 2558 ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 – 2565 มีเงินสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) จำนวน 8,257.53 ล้านบาท และ 3,300.15 ล้านบาท ตามลำดับ โดยสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการจัดสรรเงินกองทุนเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในช่วงดังกล่าว และ กกพ. ได้อนุมัติข้อเสนอโครงการรวม 1,027.54 ล้านบาท และ 1,156.14 ล้านบาท ตามลำดับ โดย ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2565 มีเงินคงเหลือสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) รวมสุทธิ 7,182.94 ล้านบาท และ 2,099.65 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งเพียงพอต่อการดำเนินการตามภารกิจและวัตถุประสงค์ ของกองทุนได้อีกระยะหนึ่ง ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมและได้มีความเห็นให้งด การเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าใช้จ่ายของประชาชนจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า และการปรับขึ้นอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยสำนักงาน กกพ. จะยังสามารถบริหารจัดการเงินคงเหลือ ในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ประมาณการความสามารถลดผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการงดการเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ตามข้อมูลการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โครงการสำรวจและปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวเพื่อให้รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก Disruptive Technology ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซึ่งพบว่า ในช่วงปี 2566 – 2579 สามารถลดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชนได้ 1,321.85 - 1,994.40 บาทต่อปี คิดเป็นการลดภาระค่าไฟฟ้า 0.041 - 0.063 บาทต่อหน่วย
3. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2565 วันที่ 2 กันยายน 2565 และวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้หารือ เพื่อให้การดำเนินการของ กกพ. เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และรวดเร็วในการกำหนดอัตราเงินนำส่ง เข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) มาตรา 97(5) และมาตรา 11(10) แห่งพระราชบัญญัติฯ ในการบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนได้อย่างรวดเร็ว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราว และ (2) เห็นชอบแนวทางการทบทวนสรุปสาระสำคัญของระเบียบวาระ การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยปรับปรุงข้อความการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาทบทวน อัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อลดผลกระทบภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน และเพิ่มประสิทธิภาพ ของการใช้จ่ายเงินกองทุนให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อทุกภาคส่วน
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ได้พิจารณาการทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 และมีมติเห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” โดยมอบหมายให้ กกพ.ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บ จากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 14 กรกฎาคม 2564 สหภาพยุโรป (European Union: EU) ได้เผยแพร่ร่างกฎหมาย ว่าด้วยกลไกการปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งเป็นมาตรการเพื่อการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของ EU ตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน โดยจะเป็นการปรับต้นทุนของสินค้านำเข้าบางประเภทให้สะท้อนถึงปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนที่แท้จริง ในกระบวนการผลิตสินค้านั้น และป้องกันการนำเข้าสินค้าที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาใน EU โดยประเทศอื่น มีแนวโน้มที่จะนำมาตรการลักษณะเดียวกันมาใช้ ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคอุตสาหกรรมการส่งออก และบริษัทข้ามชาติที่จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy: RE) ในลักษณะที่สามารถนำไปจัดทำบัญชีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามวิธีการ และมาตรฐานที่สอดคล้องกับมาตรการดังกล่าว เพื่อป้องกันการถูกเรียกเก็บค่าปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน และรักษาความสามารถในการแข่งขัน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เห็นชอบหลักการ RE100 Package ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้เสนอว่า ในระยะเร่งด่วนควรดำเนินการตามโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งอาจกำหนดเป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เป็นการทั่วไป โดยใช้การจัดสรรไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ ในระบบไฟฟ้าปัจจุบัน (Existing RE) ในการให้บริการ และสำนักงาน กกพ. ได้นำแนวทางดังกล่าวมาพัฒนา การจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ารูปแบบ Green Power Tariff เสนอพิจารณาตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับเลขานุการรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยที่ประชุมได้รับทราบความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่มีความต้องการเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้กลไกการออกใบรับรอง การผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ในการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าใหม่ จากพลังงานหมุนเวียน และเห็นชอบให้ดำเนินการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว 2 แนวทาง คือ แบบไม่เจาะจงที่มา และแบบเจาะจงที่มา เพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระหว่างที่ประเทศไทยยังไม่ปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและยังไม่มีตลาดกลางซื้อขาย REC อย่างไรก็ดี ปัจจุบันสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกายังอยู่ระหว่างการพิจารณาตอบข้อหารือของ สนพ. ที่ได้ขอให้คณะกรรมการกฤษฎีกามีความเห็นเกี่ยวกับการที่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนำพลังงานไฟฟ้าที่ตนผลิตและจำหน่ายไปออก REC และนำไปซื้อขาย ทั้งนี้ พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11(12) กำหนดให้ กกพ. สามารถเสนอความเห็นหรือให้คำแนะนำต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) และคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 64 กำหนดให้ รมว.พน. โดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามที่กำหนด เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้มีมติให้เสนอความเห็นและข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบผู้ซื้อรายเดียวที่มีการกำกับดูแล (Enhanced Single Buyer: ESB) โดยการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าต้องอาศัยเวลาและดำเนินการด้วยความรอบคอบ ในระหว่างนี้การให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวซึ่งแบ่งได้เป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียว จากระบบโครงข่ายไฟฟ้าโดยไม่เจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า และกลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียวจากระบบโครงข่ายไฟฟ้า โดยเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจัดหา REC ที่ตรวจสอบและยืนยันได้ว่ามาจากแหล่งเดียวกับพลังงานไฟฟ้าที่รับบริการ จึงเป็นการให้บริการผ่านการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยการให้บริการทั้งสองรูปแบบมีโครงสร้างของต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ที่แตกต่างกัน รวมถึงแตกต่างจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป ดังนั้น การกำหนดอัตราค่าบริการจึงต้องคำนึงถึงการสะท้อนต้นทุนที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยอาศัยหลักการผู้ได้รับประโยชน์ เป็นผู้จ่าย (Beneficiaries Pay Principle) ซึ่งครอบคลุมถึงประโยชน์และต้นทุนสาธารณะที่เกิดจากนโยบาย การส่งเสริมอุตสาหกรรมพลังงานหมุนเวียนของประเทศและภาระของระบบไฟฟ้าในภาพรวม โดยแนวทาง การกำหนดอัตรา UGT ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกมีดังนี้ (1) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่แล้วในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำ REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้า และ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป และ (2) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าใหม่ และโรงไฟฟ้าเดิมทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการขอรับบริการ โดยอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป ทั้งนี้ การกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตรา UGT ทั้งสองรูปแบบ รวมทั้งการจัดสรรต้นทุนการให้บริการที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม
3. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับมีดังนี้ (1) ช่วยลดภาระค่าส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มมากขึ้น อันนำไปสู่การบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ และ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวมีทางเลือกในการปฏิบัติตามกติกาสากลในการสำแดงการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการใช้พลังงานในกระบวนการผลิตสินค้าและบริการ (Scope 2 Emission) โดยจะมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจก จากการผลิตพลังงานไฟฟ้า (Grid Emission Factor) ลบด้วยส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าสำแดงการใช้ REC รวมทั้งช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามนโยบายขององค์กร ทั้งในระยะสั้น (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิม) ระยะกลาง (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะก่อสร้างแล้ว) และระยะยาว (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะพัฒนาหรือจัดหาเพิ่มเติมในอนาคต) ในระหว่างที่ประเทศไทยยังมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ได้พิจารณาแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และมีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้า สีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนด (2) อัตราค่าบริการไฟฟ้า สีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐ และเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจง กลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนด ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึงการจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย
(1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำหนดต่อไป
(2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจาก แหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการ กำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป
ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึง การจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไข ที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป
2. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว ตามแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว ทั้งรูปแบบเจาะจงที่มา และรูปแบบไม่เจาะจงที่มา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 161 วันศุกร์ที่ 9 กันยายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2565 (ครั้งที่ 161)
วันศุกร์ที่ 9 กันยายน 2565 เวลา 09.30 น..
ผู้มาประชุม
รองนายกรัฐมนตรี รักษาราชการแทนนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 55 และบทเฉพาะการกำหนดให้ “ในกรณีที่มีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ก่อนวันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ให้ใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อการดำเนินการดังกล่าวต่อไปได้เป็นระยะเวลาสามปีนับแต่วันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ทั้งนี้ ให้นำความในหมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน และหมวด 7 บทกำหนดโทษ ที่เกี่ยวข้อง มาใช้บังคับกับการดำเนินการนี้ด้วย
ในการดำเนินการตามวรรคหนึ่ง ให้คณะกรรมการดำเนินการออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยทุกรอบระยะเวลาหนึ่งปี ทั้งนี้ ประกาศดังกล่าว ให้นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ
ในกรณีที่มีความจำเป็นต้องดำเนินการตามวรรคหนึ่งต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจขยายระยะเวลาดำเนินการตามวรรคหนึ่งได้อีกไม่เกินสองครั้ง ครั้งละไม่เกินสองปี”
2. การประชุมคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 ที่ประชุมได้เห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสม ของเชื้อเพลิงชีวภาพ พ.ศ. 2563 – 2565 และให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณา ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 ได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบน. เสนอ โดยมีเนื้อหา 4 ส่วน ได้แก่ แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลด การจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ (แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ) ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2565 และประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ต่อมา ในการประชุมสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2563 ได้พิจารณาแผนระดับ 3 ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 5 แผน เพื่อเสนอความเห็นประกอบการพิจารณาของคณะรัฐมนตรี (ครม.) ซึ่งแผนทั้ง 5 ประกอบด้วย แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (Energy Efficiency Plan: EEP 2018) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2018) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan : PDP 2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 โดย สศช. มีความเห็นประกอบการพิจารณาของ ครม. สรุปได้ดังนี้ เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการของแผนระดับที่ 3 ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 5 แผน ตามเสนอ และในส่วนของแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 มีความเห็นดังนี้ การดำเนินการตามยุทธศาสตร์ที่ 2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาปรับลดอัตราการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงเวลาที่เหมาะสม โดยให้ความสำคัญกับผลประโยชน์หรือมูลค่าเพิ่มที่เกษตรกรจะได้รับจากการปลูกพืชพลังงาน และคำนึงถึงระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สนับสนุนการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศ รวมทั้งควรพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงที่อยู่ระหว่างการจัดทำด้วย นอกจากนี้ ควรพิจารณานำมาตรการจัดเก็บภาษีตามอัตราการปล่อยมลพิษของน้ำมันเชื้อเพลิงมาใช้ เพื่อสนับสนุนให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพแข่งขันได้โดยไม่ต้องได้รับการชดเชย และควรสร้างความเข้าใจให้กับประชาชน เพื่อให้มีความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ และกระทรวงพลังงานควรพิจารณาทบทวนระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ให้สอดคล้องกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2562 เรื่อง การขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ชาติสู่การปฏิบัติที่ให้กำหนดระยะเวลาการดำเนินการของแผนงานให้สอดคล้องกับห้วงเวลาของแผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติ โดยควรกำหนดให้การดำเนินการในระยะแรกอยู่ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2565 รวมทั้งควรพิจารณาการบริหารจัดการเพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงควบคู่ไปด้วย โดยนำแนวคิดคู่ค้าเชิงกลยุทธ์ (Strategic Suppliers) มาปรับใช้ โดยเฉพาะประเทศที่เป็นผู้ผลิตและผู้ค้าน้ำมันในภูมิภาคนี้ ตลอดจนให้ความสำคัญในการพัฒนาความร่วมมือระหว่างประเทศในรูปแบบสัญญารัฐต่อรัฐ (Government to Government Contract: G to G) ทั้งนี้ ครม. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 เห็นชอบแผนตามที่ กพช. เสนอ
3. กบน. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2563 ได้มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ปรับแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ให้เหมาะสมกับระยะเวลาที่เหลือ พร้อมทั้งนำความเห็นของ สศช. มาประกอบการปรับแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ต่อมา สกนช. ได้ปรับปรุงแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ และเสนอต่อ กบน. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 โดยที่ประชุมได้สั่งการให้ สกนช. หารือกับหน่วยงานภาครัฐ และผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งสมาคมผู้ประกอบการเอทานอล และ B100 ประกอบกับสถานการณ์ COVID-19 และข้อจำกัดของระยะเวลาที่เหลือตามแผน อาจจะขยายระยะเวลา ทั้งนี้ให้คำนึงถึงเรื่องการลดค่าใช้จ่ายของกองทุนฯ โดยไม่กระทบราคาขายปลีกในประเทศ ต่อมา เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 – 22 กรกฎาคม 2564 สกนช. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานภาครัฐและผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งกลุ่มการค้าผู้ผลิตเอทานอลไทยและกลุ่มผู้ผลิตไบโอดีเซลไทย โดยสรุปผลการประชุมกับกลุ่มเอทานอล ดังนี้ (1) ต้นทุนของเอทานอล ถ้าต้นทุนเอทานอลมีราคาต่ำ เกษตรกรจะมีรายได้ลดลง (2) การสะท้อนการขึ้นลงของราคาวัตถุดิบจากอ้อยและมันสำปะหลัง เกษตรกรจะได้รับประโยชน์จากโมลาสเพราะเป็นองค์ประกอบในส่วนของราคาอ้อยจากพระราชบัญญัติอ้อยและน้ำตาลทราย พ.ศ. 2527 จะมีการแบ่งปันผลประโยชน์อยู่ที่ร้อยละ 70 : 30 (ชาวไร่อ้อย : โรงผลิต) และ (3) การคาดการณ์ของสมาคมฯ ในปี พ.ศ. 2565 คาดว่าราคาเอทานอลมีแนวโน้มลดลง สรุปผลการประชุมกับกลุ่มไบโอดีเซล ดังนี้ (1) การซื้อขายที่โรงงาน B100 ซื้อ CPO มาจากโรงสกัด ส่วนใหญ่จะเป็น การซื้อแบบสัญญาระยะยาว (spot) มีผู้รับซื้อบางรายพยายามทำสัญญาโดยราคาปรับขึ้นลงตามกลไกภาครัฐ แต่ดำเนินการได้ค่อนข้างยาก เพราะโรงสกัดจะยังไม่ทราบต้นทุนการรับซื้อปาล์มจากเกษตรกรทำให้มีความเสี่ยงเรื่องราคาปรับขึ้นลงเนื่องจากโรงสกัดจะรับซื้อปาล์มจากเกษตรกรทุกวัน แต่ขายออกในปริมาณมาก ทำให้โรงสกัดต้องลดความเสี่ยง โดยต้องสำรอง CPO ให้เพียงพอเพื่อใช้ในการขายเอาไว้ และซื้อกลับเข้ามาเพื่อชดเชย ส่วนที่ขายออกไป ส่วนนี้ทำให้โรงสกัดไม่กล้าขายแบบ spot เพราะมีความเสี่ยงในเรื่องของต้นทุน (2) การสะท้อนว่าเกษตรกรได้ประโยชน์จริง ต้องช่วยให้เกษตรกรมีประสิทธิภาพในการปลูกปาล์มโดยควรได้น้ำมันประมาณร้อยละ 17 ถึง ร้อยละ 20 ต่อไร่ต่อปี จึงจะทำให้เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น (3) อุตสาหกรรมไบโอดีเซล ก็คล้าย ๆ กับอุตสาหกรรมเอทานอลในการหาอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เพื่อลดความเสี่ยงจากรถยนต์ EV จากการใช้ปาล์มน้ำมันน้อยลงทั้งในประเทศและต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม ถ้าต้นทุนของวัตถุดิบในประเทศสูงกว่าตลาดโลก ความสามารถของการแข่งขันในอุตสาหกรรมไบโอดีเซลก็จะไม่สามารถแข่งขันได้ การปล่อยให้ราคาปาล์มน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาดโลกได้จะทำให้แข่งขันได้ในระยะยาว และการชดเชยเพื่อไปช่วยในส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงต้นทุนที่ผสมไบโอดีเซล จะทำให้มีประสิทธิภาพสูงสุดและจะสะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น ทั้งนี้ สกนช. มีข้อคิดเห็น ดังนี้ (1) หากแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ได้รับการอนุมัติให้ดำเนินการจะไม่กระทบกับปริมาณเอทานอล และไบโอดีเซล เนื่องจากใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาส่วนต่างราคา และ (2) จากการศึกษาโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงชีวภาพในระยะยาวและการทำ Carbon pricing การคำนวนราคาคาร์บอน พบว่า หากกองทุนฯ เก็บอัตราเงินในส่วนนี้ หรือการส่งเสริมอุตสาหกรรมอื่น ๆ เพื่อเพิ่มมูลค่าของเอทานอล และไบโอดีเซล ก็จะเป็นการช่วยให้กองทุนฯ ลดการจ่ายเงินชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพลงได้
4. ในช่วงปี พ.ศ. 2563 ที่ผ่านมา ได้เกิดสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 เมื่อสถานการณ์เริ่มดีขึ้นในช่วงปลายปี พ.ศ. 2564 ได้เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงเนื่องจาก เข้าสู่ฤดูหนาว และล่าสุดเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ได้เกิดความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับยูเครน สิ่งเหล่านี้ล้วนแต่ส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจไปทั่วโลก ส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชนภายในประเทศ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องเข้าไปช่วยอุดหนุนราคาเพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของน้ำมันและก๊าซ LPG เนื่องจากเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ที่กำหนดไว้ จนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงขาดสภาพคล่อง ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2565 ติดลบ 112,935 ล้านบาท แบ่งเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 74,162 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 38,773 ล้านบาท
5. กบน. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2565 มีมติเห็นชอบแนวทางการขอขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567 ตามที่ สกนช. เสนอ เพื่อเสนอต่อ กพช. และนำเสนอ ครม. ให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้มอบหมายให้ประสานขอความเห็นไปยังกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เพื่อแจ้ง และขอความเห็นจากคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) และกระทรวงอุตสาหกรรมเพื่อแจ้งและขอความเห็นจากสมาคมอ้อยและน้ำตาล ซึ่งในเบื้องต้น สกนช. ได้ประสานทั้งสองหน่วยงานได้รับความเห็นว่าควรขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นน้ำมันพื้นฐานในอนาคต และส่งเสริมเกษตรกรอย่างต่อเนื่อง ตลอดจนการดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามที่ กบน. เคยให้ข้อสังเกต โดยแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 ที่ สกนช. เสนอประกอบด้วย (1) หลักเกณฑ์การดำเนินการ เป็นการดำเนินการตามกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 (2) วิธีการดำเนินงาน กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลาสองปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอต่อ ครม. ให้ความเห็นชอบ (3) มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดยลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันเบนซิน โดย ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และแก๊สโซฮอล E85 รักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานตามที่ภาครัฐกำหนด และ ลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันดีเซล โดยทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (B10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 กรณีที่มีการกำหนดส่วนผสม B100 ในแต่ละกลุ่มภายหลังจากวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าสู่สภาวะปกติแล้ว และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลพื้นฐานตามที่ภาครัฐกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขอขยายระยะเวลาดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสม ของเชื้อเพลิงชีวภาพออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567
2. เห็นชอบแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567
3. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงนำเรื่องการขอขยายระยะเวลาดำเนินการ ลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชย น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป