มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่ 77)

วันจันทร์ที่ 25 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2562 เวลา 09.00 น.

1. การเตรียมการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)

2. กรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018)

3. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20

4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)

รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายเพทาย หมุดธรรม)

แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน

เรื่องที่ 1 การเตรียมการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)

สรุปสาระสำคัญ

         1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 (นำร่อง) ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่
ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ปฏิบัติอยู่และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยให้แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจให้แล้วเสร็จภายในระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย ต้องกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป และให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และการนำเข้า LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2560 คณะรัฐมนตรี ได้สั่งการให้กระทรวงพลังงานและ กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยวิธีการประมูลที่โปร่งใสและตรวจสอบได้ ภายใต้การแข่งขันอย่างเสรี โดยเปิดโอกาสให้ผู้ผลิต LNG ทั้งในและต่างประเทศ รวมถึง ปตท. สามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เพื่อให้ต้นทุนการจัดหา LNG ดังกล่าว อยู่ในระดับราคาที่เหมาะสมและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า

         2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG สัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และเตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยให้เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา (2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.

         3. กฟผ. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บริษัท พีทีทีแอลเอ็นจี จำกัด ได้ลงนามสัญญาแล้วเมื่อเดือนมกราคม 2562 (2) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยอัยการสูงสุดและคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบร่างสัญญาฯ แล้ว โดยมีกำหนดลงนามสัญญา 1 เดือน ก่อนการใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ แบ่งการทำสัญญาเป็น 2 รูปแบบ (ระยะสั้นและระยะกลาง) เพื่อบริหารจัดการให้สอดคล้องกับแผนการผลิตไฟฟ้าและไม่ให้เกิดภาระการจองใช้บริการระบบท่อโดยไม่ใช้บริการจริง (3) สัญญาจัดหา LNG (Term contract อายุสัญญา 8 ปี) กฟผ. ได้คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือโรงไฟฟ้าอื่นของ กฟผ. ที่มีค่า Heat Rate ต่ำกว่า ณ ขณะนั้นเป็นลำดับแรก และใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมวังน้อย ชุดที่ 4 หรือโรงไฟฟ้าของ กฟผ. อื่นๆ ที่มีค่า Heat Rate ต่ำสุดเป็นลำดับถัดไป ที่มีความพร้อมเดินเครื่อง ณ เวลานั้นๆ เพื่อให้สามารถใช้ LNG ได้ครบตามปริมาณที่ผูกพันในสัญญาซื้อขาย (4) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบให้ใช้วิธีการแข่งขันราคา คัดเลือกผู้ชนะการเสนอราคาภายใต้เงื่อนไข
การซื้อขายที่ กฟผ. กำหนด จากผู้ที่เสนอราคาต่ำสุด โดยกำหนดโครงสร้างราคาซื้อขาย LNG โดยอ้างอิงโครงสร้างราคา LNG ตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่คาดว่าเป็นราคาต่ำสุดที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (5) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท. โดย กฟผ. ได้กำหนดปริมาณซื้อขายตามสัญญาขั้นต่ำประมาณ 800,000 ตันต่อปี ซึ่งเทียบเท่ากับสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ ปตท. ณ ปี 2561 (เท่ากับ 53% เมื่อคำนวณโดยใช้ขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. 1,500,000 ตันต่อปี) โดยเริ่มต้นนำเข้าพร้อมกับกำหนดบังคับใช้ตามสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG โดยมีแผนการนำเข้า LNG ได้แก่ ออกเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอในวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ถึงวันที่ 3 เมษายน 2562 คัดเลือกผู้ชนะการแข่งขันราคาภายในเดือนเมษายน 2562 นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว เสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบภายในเดือนพฤษภาคม 2562 ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวภายในเดือนมิถุนายน 2562 และเริ่มรับ LNG ครั้งแรก ภายในเดือนกันยายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อได้ผู้ชนะการเสนอราคาแล้ว จะนำผลการเสนอราคาดังกล่าวเสนอต่อ กบง. และ กพช. ต่อไป (6) ข้อตกลงซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ได้นำส่ง กกพ. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2561 ขณะนี้อยู่ระหว่างรอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็น

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 กรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP2018) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018
ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2562 กบง. ได้รับทราบมติ กพช. เรื่องแผน PDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำแผนปฏิบัติการสำหรับแผน PDP2018 เพื่อจะได้นำแผนไปสู่การปฏิบัติอย่างเหมาะสม

         2. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้าในปลายปี 2580 รวมสุทธิ 77,211 เมกะวัตต์ โดยประกอบด้วยกำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน ณ สิ้นปี 2560 เท่ากับ 46,090 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่รวม 56,431 เมกะวัตต์ และมีการ
ปลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วงปี 2561 – 2580 จำนวน 25,310 เมกะวัตต์ โดย ณ ปี 2580 มีภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) ดังนี้ โรงไฟฟ้าหลัก (กฟผ. IPP SPP และ Import) 44,183 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (กฟผ. SPP และ VSPP) 28,508 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาล 520 เมกะวัตต์ (แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 เมกะวัตต์) และการอนุรักษ์พลังงานด้านไฟฟ้าตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์

         3. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2562 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอความเห็นเกี่ยวกับโครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) และเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2562 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอความเห็นเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกตามแผน PDP2018 ซึ่งสรุปได้ ดังนี้

              3.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ตามแผน PDP2018 ระบุให้จัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2567 และโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2568 ซึ่ง กบง. ได้รับมอบหมายจาก กพช. ให้พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 โดยคำนึงถึงความเห็นของ กกพ. และ กฟผ. ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2561 บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (บริษัท RATCH) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ สามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้า และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH ร่วมกับ กฟผ. และ กกพ. สรุปได้ ดังนี้
                 3.1.1 กระทรวงพลังงานเห็นควรรับพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของ กฟผ. ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสมของความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้และภาคตะวันตกไปพร้อมกัน

                 3.1.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท RATCH หรือบริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการตามข้อเสนอของบริษัท RATCH (กลุ่มบริษัท RATCH) (2) โรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 1,400 เมกะวัตต์ (2x700 เมกะวัตต์) (3) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (4) เป็นการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยพิจารณาการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และคำนึงถึงจุดเชื่อมโยงที่จำเป็นและเหมาะสมในด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ ภาคตะวันตก และเขตนครหลวง และ (5) ราคารับซื้อไฟฟ้า ไม่สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชนิดเดียวกัน ทั้งนี้ ให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า และสะท้อนต้นทุนที่ประหยัดได้จากความคุ้มค่าต่อขนาดการลงทุน (Economy of Scale) การใช้ facility ร่วมกัน และการใช้โครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่แล้ว

              3.1.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท RATCH เสนอ กบง. หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้ กบง. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัท RATCH และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้นให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท RATCH และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ

         3.2 โรงไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ โดยแผน PDP2018 ได้กำหนด
ให้ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (บริษัท NPS) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าของบริษัท NPS กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (เป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP2015 และ PDP2018) เนื่องจากปัญหาความขัดแย้งและการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินออกไป และ/หรือ ปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน

             3.2.1 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า โครงการของบริษัท NPS มีความสอดคล้องกับนโยบายภาครัฐที่สนับสนุนให้มีการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับโครงการพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) อีกทั้งจะสามารถช่วยเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ EEC ที่จะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ

             3.2.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท NPS หรือบริษัทที่จัดตั้งขึ้นหรือที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการ ตามข้อเสนอของบริษัท NPS (กลุ่มบริษัท NPS) (2) ให้เปลี่ยนประเภทเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ (3) ปริมาณกำลังผลิตและจุดเชื่อมโยง เป็นไปตามข้อเสนอเดิมของกลุ่มบริษัท NPS (4) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินกว่าที่กำหนดในแผน PDP2018 โดยให้เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS เพื่อกำหนดวันที่เหมาะสม (5) กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท NPS ภายในเดือนเมษายน 2562 ทั้งนี้ หาก กฟผ. ไม่สามารถลงนามสัญญาได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด ให้ กกพ. พิจารณากำหนดกรอบเวลาลงนามให้แล้วเสร็จต่อไป และ (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราค่าความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า

            3.2.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท NPS เสนอ กบง. พิจารณา
หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้มอบหมายให้ กกพ. เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ตามกรอบการเจรจา และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้น กฟผ. ลงนามในสัญญาฯ และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ

มติของที่ประชุม

     1. โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568
          (1) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก เดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้า
เข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
ในปี 2568
          (2) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2568
          (3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา

     2. โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS)

         ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต

แห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20

สรุปสาระสำคัญ

         1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย 2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2562 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ชดเชยให้กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อลดค่าใช้จ่ายระหว่างการเดินทางช่วงปีใหม่ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป

         2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800
-6.3800 0.2000 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.8179 1.8315 1.9749 1.8156 3.3708 1.6887 และ 2.0211 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.56 27.15 26.88 24.14 19.74 26.89 และ 21.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 มีรายรับจากน้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และ LPG 2,042 ล้านบาทต่อเดือน และมีภาระชดเชย แก๊สโซฮอล E20 แก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 376 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนมีรายรับ 1,667 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,043 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันที่ 36,547 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 5,504 ล้านบาท โดยหากสถานการณ์ราคาน้ำมันไม่ผันผวนมากและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์คงเดิม คาดว่าอีกประมาณ 5 เดือนจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ เต็มเพดาน 40,000 ล้านบาท ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....

         3. สถานการณ์น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สูงกว่าดีเซลหมุนเร็วประมาณ 0.33 บาทต่อลิตร ส่วนการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และ บี100 กระทรวงพลังงานได้ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 และกรมธุรกิจพลังงานได้ประกาศคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถจำหน่ายที่สถานีบริการได้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 ซึ่งทำให้ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยข้อมูล ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2562 ดังนี้ สถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 23 สถานี และจำหน่ายให้กับ Fleet จำนวน 117 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ มกราคม 2562 อยู่ที่ 8.778 ล้านลิตร ณ กุมภาพันธ์ 2562 (วันที่ 1 - 17) อยู่ที่ 8.835 ล้านลิตร โดย ณ กรกฎาคม 2561 – มกราคม 2562 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (ทั้งดีเซลหมุนเร็ว และ ดีเซลหมุนเร็ว บี20) อยู่ที่ 145 ล้านลิตร

        4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบล้นตลาดและปัญหาเรื่องฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) กระทรวงพลังงานมีแนวทางในการช่วยเหลือโดยการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่มากขึ้น เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมัน และลดค่าใช้จ่ายภาคขนส่ง รวมทั้งแก้ปัญหาฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) อย่างไรก็ดีการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 กระทรวงพลังงานได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ซึ่งกองทุนน้ำมันฯรับภาระในส่วนนี้ประมาณ 21 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2562 ถึง วันที่ 31 พฤษภาคม 2562)

เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

        เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ดังนี้
(1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตราฐาน EURO 4 (Gasoil 50 ppm) แต่โรงกลั่นฯ และผู้ค้าน้ำมันได้ซื้อขายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วด้วยราคาตามมาตรฐาน EURO 3 (Gasoil 500 ppm) บวกค่าปรับปรุงคุณภาพ ซึ่งส่งผลกระทบ ดังนี้ (1) ต้นทุนของราคาเนื้อน้ำมันที่ สนพ. ใช้ในการคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ตรงกับการซื้อขายจริงของโรงกลั่นน้ำมันและผู้ค้าน้ำมัน (2) ค่าการตลาดที่ สนพ. คำนวณได้ตามโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่
1.85 บาทต่อลิตร แต่ผู้ค้าน้ำมันแจ้งว่าผู้ค้ามีต้นทุนเนื้อน้ำมันที่สูงกว่าของ สนพ. ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงต่ำกว่าของ สนพ. จากการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ไม่ตรงกัน ส่งผลให้ไม่สามารถติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 4 (8) ให้คณะกรรมการ (กบง.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ โดยให้โรงกลั่นน้ำมันแจ้งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) เพื่อให้ สนพ. มีข้อมูลสำหรับคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันฯ และติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป

มติของที่ประชุม

    1. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลปริมาณจำหน่าย (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป

      2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 27/2561 (ครั้งที่ 74)

วันจันทร์ที่ 24 ธันวาคม พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.

1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

2. รายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีงบประมาณ 2560

3. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

4. ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP)

5. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

6. การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก

7. แนวทางการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน

8. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ

9. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)

รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายเพทาย หมุดธรรม)

แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

สรุปสาระสำคัญ

         สนพ. ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ และดับบิวทีไอ มีทิศทางปรับตัวลดลง ปัจจัยหลักมาจากการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศสหรัฐอเมริกาที่เพิ่มสูงขึ้นกว่าประเทศรัสเซียและประเทศซาอุดิอาระเบีย ประกอบกับความกังวลในสงครามการค้าระหว่างประเทศสหรัฐอเมริกา และประเทศจีน และการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางประเทศสหรัฐอเมริกาเป็นร้อยละ 2.50 ซึ่งอาจส่งผลให้เศรษฐกิจชะลอตัวและมีความต้องการใช้น้ำมันลดลง ทั้งนี้ปัจจัยที่คาดว่าจะส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นได้แก่ กลุ่มประเทศผู้ส่งออกน้ำมัน (โอเปค) และประเทศนอกกลุ่มโอเปค ได้ทำข้อตกลงว่าจะปรับลดกำลังการผลิตลงอีกอย่างน้อย 1.25 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยข้อตกลงนี้จะเริ่มดำเนินการในเดือนมกราคม 2562 เป็นต้นไป ส่วนมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านของประเทศสหรัฐอเมริกา ถึงแม้ว่าประเทศสหรัฐฯ จะมีมาตรการผ่อนปรนให้หลายประเทศสามารถนำเข้าน้ำมันดิบจากประเทศอิหร่านได้ แต่ยังไม่ส่งผลให้อิหร่านส่งออกน้ำมันดิบได้เพิ่มขึ้น ในระยะสั้นคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบในเดือนธันวาคม 2561 ถึงเดือนมกราคม 2562 จะยังคงทรงตัวในทิศทางที่ลดลง (2) ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มปรับตัวลดลง จากปรากฏการณ์เอลนีโญทำให้ภูมิภาคเอเชียเหนือมีอากาศอุ่นขึ้นในช่วงฤดูหนาวส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG เพื่อให้ความอบอุ่นลดลง โดยราคา CP ณ วันที่ 20 ธันวาคม 2561 อยู่ที่ 409.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 123 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน สำหรับปัจจัยที่ต้องจับตามอง ได้แก่ สงครามการค้าระหว่างประเทศสหรัฐอเมริกาและประเทศจีน ซึ่งจะส่งผลอย่างมากต่อความต้องการใช้น้ำมันและราคาก๊าซ LPG (3) ราคา LNG เดือนธันวาคม 2561 คาดการณ์ว่าจะยังคงปรับตัวลดลงจากปัจจัยข้างต้น ส่วนปัจจัยที่ต้องจับตามองที่คาดว่าจะส่งผลต่อราคา LNG ที่อาจปรับตัวลดลง ได้แก่ โครงการผลิต LNG ใหม่ของประเทศรัสเซียซึ่งคาดว่าจะผลิตได้เร็วขึ้นกว่าแผน 1 ปี และการคาดการณ์สภาพอากาศที่จะหนาวเย็นลงของประเทศสหรัฐอเมริกา ทั้งนี้คาดการณ์ว่าราคา LNG ยังคงปรับตัวลดลง และ (4) โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2561 โดยมีโครงสร้างราคา ดังนี้ ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 2.72 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ 0.92 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.77 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ 0.92 บาทต่อลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 2.75 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสมประมาณ 0.90 บาทต่อลิตร

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีงบประมาณ 2560

สรุปสาระสำคัญ

         1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นทุนหมุนเวียนตามมาตรา 4 ของพระราชบัญญัติการบริหาร ทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 และตามมาตรา 29 กองทุนน้ำมันฯ ต้องจัดทำรายงานการเงินประจำปีงบประมาณ จัดส่งให้สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลที่ สตง. ให้ความเห็นชอบเป็นผู้สอบบัญชีของ กองทุนน้ำมันฯ ทุกรอบปีบัญชี ให้ผู้สอบบัญชีของทุนหมุนเวียนที่ไม่มีสถานะเป็นนิติบุคคลทำรายงานการสอบบัญชีเสนอต่อคณะกรรมการบริหารภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีบัญชี ให้คณะกรรมการบริหารนำส่งรายงานการเงินพร้อมด้วยรายงานการสอบบัญชีของผู้สอบบัญชีต่อกระทรวงการคลังภายใน 30 วันนับตั้งแต่วันที่ได้รับรายงานจากผู้สอบบัญชี

         2. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2560 สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้จัดส่งรายงานการเงินประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 ให้ สตง. เพื่อตรวจสอบงบการเงินดังกล่าว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2561 สตง. ได้มีหนังสือถึงประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อจัดส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2560 ที่ สตง. ตรวจสอบเรียบร้อยแล้ว ซึ่งถูกต้องตามมาตรฐานและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังประกาศใช้และไม่มีประเด็นที่เป็นข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบก่อนนำส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินฯ ต่อกระทรวงการคลังต่อไป

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

         1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 53.56 56.64 และ 65.76 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2561 อยู่ที่ 32.8047 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 17 - 23 ธันวาคม 2561 อยู่ที่ลิตรละ 21.36 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนธันวาคม 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2561 มีสินทรัพย์รวม 43,329 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,829 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 29,500 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 34,198 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,698 ล้านบาท

         2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 24 ธันวาคม 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.5800 2.6200 2.6200 -0.2800 -5.8800 0.7000 และ -4.0000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.9938 2.7684 2.9302 2.4869 2.7417 2.7175 และ 2.7149 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.56 27.15 26.88 24.14 19.94 26.29 และ 21.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนธันวาคม 2561 มีรายรับ ในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 1,808 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 1,282 ล้านบาทต่อเดือน และภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 3,102 ล้านบาทต่อเดือน

         3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง เพื่อลดค่าใช้จ่ายระหว่างการเดินทางช่วงปีใหม่เป็นระยะเวลา 2 สัปดาห์ ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลและกลุ่มน้ำมันดีเซล ลงในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร โดยส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1 บาทต่อลิตร ซึ่งจะส่งผลให้ค่าการตลาดเฉลี่ยของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และ ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันทั้งหมด อยู่ที่ 2.37 และ 2.31 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทุกผลิตภัณฑ์ ดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง 630 ล้านบาทต่อเดือน จาก 3,102 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 2,472 ล้านบาทต่อเดือน

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลและกลุ่มน้ำมันดีเซล ดังนี้

     น้ำมันเบนซิน 8.08 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2.12 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 2.12 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 -0.78 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 -6.38 บาท/ลิตร

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 -4.50 บาท/ลิตร

    ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 4 ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและเหตุผลในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm โดยอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนไม่ควรสูงกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 และการรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และกำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 (2) เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10-50 เมกะวัตต์ โดย FiTF FiTV,2560 และ FiT(1) เป็น 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี (โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 นั้น อัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)) โดยต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจาก คณะรัฐมนตรีหรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ทั้งนี้ ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ นอกจากนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และมอบให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP

         2. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2561 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) กระทรวงมหาดไทย ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT เพิ่มเติม ในโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. ซึ่งที่ประชุมได้มีมติให้นำเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณากรณีกรรมสิทธิ์ที่ดินของสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าในการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้กำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าว่าสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ แต่ปัจจุบันโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าที่มีแผนงานมอบหมายให้เอกชนดำเนินการ มีข้อจำกัดในเรื่องขนาดพื้นที่ดินที่เป็นบ่อขยะเดิมซึ่งเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอ ทำให้มีความจำเป็นในการจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย สถ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงาน กกพ. ประสาน สถ. จัดทำหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า โดยให้นำเสนอ กบง. เพื่อทราบและเพื่อพิจารณานำเสนอ กพช. ต่อไป

         3. สถ. ได้มีหนังสือเสนอหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) หากสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ จะส่งผลให้มีข้อจำกัดในเรื่องขนาดพื้นที่ที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอในการสร้างโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า จำเป็นต้องจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการ (2) การพิจารณาให้ความเห็นชอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการกำจัดขยะมูลฝอยกับ อปท. กระทรวงมหาดไทยจะพิจารณาเงื่อนไขเบื้องต้นของโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าคือ ต้องใช้เชื้อเพลิงจากขยะเท่านั้น ไม่ใช้เชื้อเพลิงประเภทอื่น และต้องใช้เชื้อเพลิงจากการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอย (Clusters) ในลำดับต้น ซึ่งต้องมีการทำความตกลง (MOU) กันอย่างชัดเจน หากจำเป็นต้องนำขยะจากนอกกลุ่มพื้นที่ฯ มาเป็นเชื้อเพลิงต้องเสนอคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยจังหวัดที่เกี่ยวข้องพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อน ดังนั้น แม้สถานที่ตั้งโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจะอยู่ในที่ดินของเอกชน อปท. ก็สามารถควบคุมการใช้เชื้อเพลิงจากขยะได้ และ (3) สถ. ได้เสนอรูปแบบการลงทุนโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (3.1) แบบ BOO (Build Own and Operate) โดยเอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าโดยไม่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. ดังนั้น หากก่อสร้างโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าบนที่ดิน อปท. ก็อาจมีปัญหาเกี่ยวกับเรื่องกรรมสิทธิ์ที่ดินได้ในอนาคต และ (3.2) แบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) โดยเอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. เมื่อสิ้นสุดสัญญาการดำเนินโครงการ การโอนกรรมสิทธิ์รวมถึงสิ่งปลูกสร้างและทรัพย์สินอื่นๆ ในที่ดิน ซึ่งจะทำให้ราชการได้รับประโยชน์จากรูปแบบการลงทุนดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมขนในรูปแบบ Feed in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (อปท. รูปแบบพิเศษ) หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าดังนี้

         1. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ

         2. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) ให้ดำเนินการโครงการ ในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน

        โดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุน ในแบบ BOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไปโดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป

เรื่องที่ 5 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

สรุปสาระสำคัญ

         1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง การบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ และเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 มีมติเห็นชอบตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอโดยให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และขอแก้ไขมติดังกล่าว ใน 3 ประเด็น ดังนี้ (1) ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญาจากที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 (2) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง

         2. เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อนำเสนอสรุปผลการตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm โดยสรุปได้ดังนี้

         2.1 ชมรม SPP ชีวมวล ได้ชี้แจงและจัดส่งข้อมูลผู้ผลิตไฟฟ้าชีวมวลที่ได้รับความเดือดร้อนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 10 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 206.02 เมกะวัตต์ ปริมาณขายตามสัญญา 191.6 เมกกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) SPP สัญญา Firm จำนวน 9 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 198.52 เมกะวัตต์ ปริมาณขายตามสัญญา 185.1 เมกะวัตต์ และ (2) VSPP จำนวน 1 โครงการที่เปลี่ยนสัญญาจาก SPP เป็น VSPP กับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและไม่ได้รับสิทธิเปลี่ยนเป็น Feed-in Tariff (FiT) ในปี 2559 กำลังผลิตติดตั้ง 7.5 เมกะวัตต์ ปริมาณขายตามสัญญา 6.5 เมกะวัตต์

         2.2 ผลการตรวจสอบรายโครงการของสำนักงาน กกพ. มีดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ 9 โครงการมีงบขาดทุน ซึ่งใช้เชื้อเพลิงจำพวกแกลบ เปลือก/เศษไม้ และทะลายปาล์ม ยกเว้น 1 ราย ที่ใช้เชื้อเพลิงเป็นน้ำมันยางดำที่มีผลกำไร (2) ผู้ประกอบการแจ้งความเดือดร้อนเนื่องจากได้รับผลกระทบจาก VSPP ที่ได้เปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ FiT แล้ว (อัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย) สามารถซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลได้ในราคาที่สูงกว่า โดยผู้ประกอบการ ที่เดือดร้อนได้รับค่าไฟฟ้าตามหลักการ Avoided cost ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่อ้างอิงราคาเชื้อเพลิงต่างๆ โดยในปี 2560 มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ดังนี้ อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติประมาณ 2.7 - 2.8 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาถ่านหิน ประมาณ 2.7 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาน้ำมันเตาและก๊าซฯ ประมาณ 3.3 - 3.5 บาทต่อหน่วย และราคาขายส่งกรณี VSPP Non-Firm เฉลี่ยช่วง Peak และ Off - peak ประมาณ 2.73 บาทต่อหน่วย และ (3) มีความแข่งขันสูงขึ้นในการจัดหาและซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลที่ต้องแข่งขันกับ VSPP แบบ FiT ไม่มีสัญญาระยะยาว และราคาเชื้อเพลิงชีวมวลมีแนวโน้มสูงขึ้น ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ทำให้ SPP สัญญา Firm บางรายถูกปรับตามสัญญา เนื่องจากไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) 2.2 ผลการตรวจสอบรายโครงการของสำนักงาน กกพ. มีดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ 9 โครงการมีงบขาดทุน ซึ่งใช้เชื้อเพลิงจำพวกแกลบ เปลือก/เศษไม้ และทะลายปาล์ม ยกเว้น 1 ราย ที่ใช้เชื้อเพลิงเป็นน้ำมันยางดำที่มีผลกำไร (2) ผู้ประกอบการแจ้งความเดือดร้อนเนื่องจากได้รับผลกระทบจาก VSPP ที่ได้เปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ FiT แล้ว (อัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย) สามารถซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลได้ในราคาที่สูงกว่า โดยผู้ประกอบการที่เดือดร้อนได้รับค่าไฟฟ้าตามหลักการ Avoided cost ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่อ้างอิงราคาเชื้อเพลิงต่างๆ โดยในปี 2560 มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ดังนี้ อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติประมาณ 2.7 - 2.8 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาถ่านหิน ประมาณ 2.7 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาน้ำมันเตาและก๊าซฯ ประมาณ 3.3 - 3.5 บาทต่อหน่วย และราคาขายส่งกรณี VSPP Non-Firm เฉลี่ยช่วง Peak และ Off - peak ประมาณ 2.73 บาทต่อหน่วย และ (3) มีความแข่งขันสูงขึ้นในการจัดหาและซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลที่ต้องแข่งขันกับ VSPP แบบ FiT ไม่มีสัญญาระยะยาว และราคาเชื้อเพลิงชีวมวลมีแนวโน้มสูงขึ้น ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ทำให้ SPP สัญญา Firm บางรายถูกปรับตามสัญญา เนื่องจากไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity)

         2.3 ข้อวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ส่วนใหญ่มีแหล่งเชื้อเพลิงตนเองซึ่งเป็นชีวมวลและขยะ ได้แก่ โรงงานน้ำตาล โรงคัดแยกขยะและกำจัดขยะมูลฝอย ดำเนินธุรกิจปลูกไม้โตเร็วและเป็นผู้ผลิต Woodchip (2) ภาครัฐหยุดรับซื้อไฟฟ้าแบบ Adder มาตั้งแต่เดือนธันวาคม 2557 และก่อนหน้านั้นมีบางพื้นที่ที่ติดปัญหาศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid Capacity) ของ กฟผ. ไม่รองรับ เช่น พื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ทำให้ไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าตั้งแต่ในช่วงปี 2556 เป็นต้นมา ส่งผลให้ผู้ยื่นข้อเสนอโดยเฉพาะผู้ประกอบการโรงงานน้ำตาลซึ่งมีความพร้อมของโรงไฟฟ้าและมีแหล่งเชื้อเพลิงของตนเองเสนออัตราค่าไฟฟ้าที่ต่ำ รวมทั้งในพื้นที่ที่มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสูงมีการแข่งขันสูง เช่น ภาคใต้ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และ (3) ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ได้รับทราบปัญหาและนโยบายของรัฐที่ให้สิทธิ VSPP ชีวมวลได้เปลี่ยนอัตราเป็นแบบ FiT ในปี 2559 ตั้งแต่ก่อนการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในเดือนสิงหาคม 2560 โดยผู้ประกอบการเป็นฝ่ายตัดสินใจเข้าร่วมยื่นการประมูลแข่งขันราคาโครงการ SPP Hybrid Firm และเป็นฝ่ายยื่นเสนอราคาส่วนลดจากราคาเพดานที่รัฐตั้งไว้ (3.66 บาทต่อหน่วย) ซึ่งต่างกับกรณีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ในอดีตที่รัฐเป็นฝ่ายกำหนดราคาไว้ โดยสัญญา Firm มีโครงสร้างราคาตามหลักการ Avoided cost ของ กฟผ. ซึ่งอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนใหญ่ และสัญญา Non-Firm อ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและ Ft ขายส่ง

         3. เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2561 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงาน กกพ. และชมรม SPP ชีวมวล และได้มอบหมายให้ ชมรม SPP ชีวมวลสอบถามสมาชิก SPP ว่ามีรายใดบ้าง ที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT ภายใต้สมมติฐานเริ่มได้รับอัตรา FiT วันที่ 1 มกราคม 2562 และให้สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ที่ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล เพื่อขอรับทราบความคิดเห็นกรณีที่ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม จะเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรูปแบบ FiT 4.24 บาทต่อหน่วย (ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) และ 3.66 บาทต่อหน่วย (มากกว่า 10 เมกะวัตต์) โดยจะต้องเปลี่ยนเป็นสัญญาแบบ Firm เมื่อได้รับอัตราแบบ FiT และจะไม่มีการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลังครบอายุสัญญา

         4. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2561 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลตามข้อสั่งการดังกล่าว จำนวน 15 โครงการ ซึ่งต่อมาได้มีหนังสือตอบแจ้งความเห็นมายังสำนักงาน กกพ. สรุปได้ดังนี้ (1) SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมไม่ได้ขอเปลี่ยนแปลงในช่วงที่สามารถแจ้งความประสงค์เปลี่ยนเป็น FiT ได้ จึงไม่มีสิทธิที่จะเปลี่ยนแปลงรูปแบบสัญญา (2) การปรับราคา SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม เป็น FiT จะทำให้ความต้องการเชื้อเพลิงชีวมวลและความสามารถในการซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลสูงขึ้น ส่งผลให้ราคาชีวมวลและส่งผลต่อต้นทุนการผลิตกระแสไฟฟ้าของโครงการสูงขึ้น (3) โครงการ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมและโครงการ SPP Hybrid Firm มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงไม่แตกต่างกัน การปรับราคา SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมให้ได้รับ FiT 3.66 บาทต่อหน่วย มีราคาสูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ทำให้ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม มีความสามารถในการซื้อเชื้อเพลิงมากกว่า ดังนั้น หากปรับ FiT ให้ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม ก็ควรปรับ FiT ให้โครงการ SPP Hybrid Firm ด้วย (4) การเลือกปรับ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมเป็น FiT อาจเป็นการเลือกปฏิบัติโดยไม่เป็นธรรมและอาจเกิดความเสียหายต่อ SPP รายอื่น และ (5) รัฐควรปรับราคารับซื้อไฟฟ้า SPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ให้ทุกโครงการ เพื่อแก้ไขปัญหาความเดือดร้อน ส่งเสริมให้เกิดความเป็นธรรมและส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน และเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2561 ชมรม SPP ชีวมวลมีหนังสือแจ้งว่า SPP ชีวมวลจำนวนรวม 42 โครงการ ประสงค์จะเปลี่ยนรูปแบบสัญญาเป็น FiT 18 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 356.3 เมกะวัตต์ เลือกอยู่สัญญาเดิม 16 โครงการ 281.3 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) COD แล้ว สัญญา Firm จำนวน 17 โครงการ เลือกเปลี่ยนเป็น FiT 12 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม 5 โครงการ (2) COD แล้ว สัญญา Non-Firm จำนวน 19 โครงการ เลือกเปลี่ยนเป็น FiT 5 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม 8 โครงการ ไม่ตอบแบบสอบถาม 6 โครงการ (3) ยังไม่ COD สัญญา Firm จำนวน 1 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม และ (4) ยังไม่ COD สัญญา Non-Firm จำนวน 5 โครงการ เลือกเปลี่ยนเป็น FiT 1 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม 2 โครงการ ไม่ตอบแบบสอบถาม 2 โครงการ

มติของที่ประชุม

     มอบหมายสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานไปพิจารณาทางเลือกอื่นในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล กรณีไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT) ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 6 การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการ อัตรา และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติ มอบให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบได้ โดยสามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้ สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ และสามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป

         2. เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2561 องค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและประธาน กกพ. ขอให้พิจารณาสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตพลังงานไฟฟ้าจากขยะชุมชน สำหรับ SPP และได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินโครงการว่า ได้ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 แล้วเสร็จ โดยมีผลการพิจารณาคัดเลือกให้กลุ่มบริษัท เอสพีพี ซิค จำกัด และบริษัท ซุปเปอร์ เอิร์ธ เอนเนอร์ยี 1 จำกัด เป็นผู้ผ่านการคัดเลือกให้ร่วมลงทุน และได้สรุปผลการคัดเลือกเอกชนเสนอสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจพิจารณาและเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบให้ อบจ.นนทบุรี ลงนามในสัญญาต่อไป ซึ่งคาดว่าจะเสร็จสิ้นกระบวนการทั้งหมดได้ภายในปี 2561 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2561 พพ. มีหนังสือถึงสำนักงาน กกพ. ว่าเห็นควรให้พิจารณาประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามปริมาณกำลังการผลิตติดตั้งที่คงเหลือจากแผน AEDP 2015 จำนวน 52.52 เมกะวัตต์ (จากเป้าหมาย 500 เมกะวัตต์) โดยแจ้งว่าสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว ณ เดือนพฤษภาคม 2561 จำนวน 43 แห่ง กำลังผลิตติดตั้งรวม 361.08 เมกะวัตต์ เมื่อรวมโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่มีความพร้อมสามารถดำเนินการในระยะแรก (Quick Win Projects) (VSPP) จำนวน 12 แห่ง กำลังผลิตติดตั้งรวม 86.40 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 447.48 เมกะวัตต์

         3. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2561 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) กระทรวงมหาดไทย มีหนังสือแจ้งยืนยันรายละเอียดโครงการและการจัดเรียงลำดับโครงการตามความก้าวหน้า จำนวน 4 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอย ของ อบจ.นนทบุรี กำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ซึ่งคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบโครงการเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 ปัจจุบันได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้ว (2) โครงการกำจัดมูลฝอยด้วยระบบเตาเผาขนาดไม่น้อยกว่า 1,000 ตันต่อวัน ที่ศูนย์กำจัดมูลฝอยหนองแขม กำลังผลิตติดตั้ง 30 เมกะวัตต์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเห็นชอบเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างคัดเลือกเอกชน (3) โครงการกำจัดมูลฝอยด้วยระบบเตาเผาขนาดไม่น้อยกว่า 1,000 ตันต่อวัน ที่ศูนย์กำจัดมูลฝอยอ่อนนุช กำลังผลิตติดตั้ง 30 เมกะวัตต์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย เห็นชอบเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างคัดเลือกเอกชน และ (4) โครงการสร้างระบบการจัดการขยะเพื่อผลิตเป็นเชื้อเพลิง RDF ของเทศบาลนครนครศรีธรรมราช กำลังผลิตติดตั้ง 19.8 เมกะวัตต์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวง มหาดไทย เห็นชอบโครงการเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทำร่างขอบเขตของงาน (TOR)

         4.สำนักงาน กกพ. ได้วิเคราะห์ผลกระทบค่าไฟฟ้าในปี 2563 จากโครงการผลิตไฟฟ้าจาก ขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ตลอดอายุสัญญาโครงการ 20 ปี คำนวณเป็นค่าปัจจุบันสุทธิ ณ ปี 2563 โดยวิธี Levelized Cost of Electricity (LCOE) สรุปได้ดังนี้ (1) กรณีที่ 1 Plant Factor ร้อยละ 70 กรณีรับซื้อ 52.52 เมกะวัตต์ และ 99.8 เมกะวัตต์ ผลกระทบค่าไฟฟ้า +0.45 และ +0.85 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ โดยใช้สมมติฐานการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ กำลังการผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ ของ สนพ. (2) กรณีที่ 2 Plant Factor ร้อยละ 60 กรณีรับซื้อ 52.52 เมกะวัตต์ และ 99.8 เมกะวัตต์ ผลกระทบค่าไฟฟ้า +0.38 และ +0.73 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ คำนวณจากปริมาณที่มีการขายไฟฟ้าเข้าระบบจริงของโรงไฟฟ้า VSPP ที่ใช้เชื้อเพลิงขยะ กำลังการผลิตติดตั้งมากกว่า 6 เมกะวัตต์ ของเทศบาลนครขอนแก่นและ (3) กรณีที่ 3 Plant Factor ร้อยละ 36.53 กรณีรับซื้อ 52.52 เมกะวัตต์ และ 99.8 เมกะวัตต์ ผลกระทบค่าไฟฟ้า +0.23 และ +0.44 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ คำนวณตามรายงานผลการศึกษาและวิเคราะห์โครงการศึกษาความเหมาะสมการกำจัดมูลฝอยด้วยระบบเตาเผาขนาดไม่น้อยกว่า 1,000 ตันต่อวัน ที่ศูนย์กำจัดมูลฝอยอ่อนนุช กำลังการผลิตติดตั้งมากกว่า 30 เมกะวัตต์ ของมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีพระจอมเกล้าพระนครเหนือ (กรกฎาคม 2560)

         5.กกพ. ได้มีความเห็นว่าโครงการของกระทรวงมหาดไทยที่ สถ. แจ้งมา เป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีและอยู่ภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย หากสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จก็จะสร้างความเชื่อมั่นให้กับการลงทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ถูกกว่า VSPP (Quick Win Projects) ช่วยลดภาระการสนับสนุนทางการเงินที่จะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยตรง และเมื่อพิจารณาปริมาณเมกะวัตต์คงเหลือตามแผน AEDP โครงการของ อบจ.นนทบุรี มีความเหมาะสมเป็นลำดับแรก เนื่องจากคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบและได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้ว และเป็นโครงการลำดับแรกตามที่ สถ. ยืนยันการจัดเรียงลำดับโครงการ โดยโครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามปริมาณเมกะวัตต์ติดตั้งคงเหลือตามแผน AEDP สำหรับ 3 โครงการที่เหลือให้พิจารณาตามความพร้อมในโอกาสต่อไป ทั้งนี้ให้พิจารณาตามความพร้อมในเรื่องการจัดหาเอกชนร่วมลงทุนและปริมาณรับซื้อไฟฟ้าต้องอยู่ภายใต้กรอบตามแผน PDP และแผน AEDP

         6.สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยคาดว่าจะสามารถประกาศรับซื้อไฟฟ้าได้ภายในปี 2562 โดยมติ กพช. กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (วัน SCOD) ภายในปี 2563 แต่เนื่องจากการพัฒนาโครงการมีขั้นตอนที่ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดําเนินการในกิจการของรัฐ และกฎหมายสิ่งแวดล้อม ที่จะต้องมีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชนและผู้มีส่วนได้เสีย รวมทั้งการพัฒนาโครงการกำจัดขยะที่ใช้เทคโนโลยีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนซึ่งต้องใช้ระยะเวลาอย่างน้อย 2 ปี ดังนั้น สำนักงาน กกพ. จึงเห็นว่าควรเลื่อนกำหนดวัน SCOD ตามที่มติ กพช. กำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติเดิม และระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าเชิงพาณิชย์ (วัน COD)

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าของโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ในประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระยะแรก และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเร่งดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป ทั้งนี้ ต้องเป็นไปตามแผน PDP และแผน AEDP

     2. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD)

เรื่องที่ 7 แนวทางการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน

สรุปสาระสำคัญ

         1. วันที่ 6 กันยายน 2561 คณะกรรมการขับเคลื่อนและเร่งรัดการดำเนินงานตามนโยบายรัฐบาล (กขร.) ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีเพื่อรายงานสรุปผลการประชุม กขร. ครั้งที่ 5/2561 โดยมีการติดตามเร่งรัดการดำเนินการตามนโยบายรัฐบาล 5 เรื่อง มีเรื่องที่เกี่ยวข้องกับกระทรวงพลังงานคือ โครงการโซลาร์ภาคประชาชน ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้สั่งการให้ส่วนราชการรับประเด็นความเห็นและมติของที่ประชุม กขร. เพื่อพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2561 กขร. ได้นำสรุปผลการประชุมดังกล่าวรายงานรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อติดตามเร่งรัดการดำเนินการโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ซึ่งมีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคประชาชนอย่างเสรี สามารถขายไฟฟ้าได้ในอัตรารับซื้อที่ไม่เป็นภาระค่าไฟฟ้า สร้างรายได้แก่ภาคประชาชนในรูปแบบการออมเงิน พัฒนา Platform การซื้อขายที่อำนวยความสะดวกในการดำเนินการแก่ประชาชน รวมทั้งมีระบบติดตามการผลิตและการใช้เพื่อติดตามข้อมูลในอนาคต

         2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้จัดทำนโยบายโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ควบคู่กับการจัดทำแผน PDP2018 โดยจะนำหลักการจากแผน PDP มาใช้กำหนดนโยบายต่อไป เช่น รูปแบบการซื้อขาย ราคารับซื้อ ระเบียบหลักการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยมีข้อเสนอดังนี้ (1) ต้องศึกษาราคารับซื้อที่จะก่อให้เกิดการแข่งขันและสนับสนุนให้เกิดการซื้อขายกันเอง (ควรรับซื้อที่ราคาขายส่งของ กฟผ. และมีส่วนลด) ซึ่งจะเปิดโอกาสให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)/การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)) มีทางเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคประชาชนได้โดยไม่ต้องมีข้อผูกพันที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในราคาสูง และ (2) ปัจจุบันยังไม่มีระบบซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) ดังนั้น การขายไฟฟ้าและซื้อไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า จำเป็นต้องมีระบบสำหรับการซื้อขาย รวมถึงการปรับข้อกฎหมายต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง กพข. ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) โครงการโซลาร์ภาคประชาชน เน้นการผลิตไฟฟ้าใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลัก จะช่วยส่งเสริมให้เกิดการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อเป็นแหล่งพลังงานทางเลือกสำรองเพื่อการเตรียมการรองรับการขาดแคลนพลังงานในอนาคต นอกจากนี้ยังช่วยลดค่าใช้จ่ายและเพิ่มรายได้ให้แก่ภาคประชาชน (2) ควรพิจารณาประเด็นอื่นๆ เพิ่มเติม เช่น ราคาซื้อขายไฟฟ้า ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ต้นทุนการติดตั้งและความคุ้มค่า การใช้ Battery Storage ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (3) ควรให้กระทรวงมหาดไทย (กรมโยธาธิการและผังเมือง) ศึกษากรณีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา (Solar Rooftop) ว่าจะขัดกับพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 หรือไม่ และอาจต้องมีการแก้ไขกฎหมายหรืแอระเบียบที่เกี่ยวข้อง และ (4) ควรมีหน่วยงานกลางในการเป็นศูนย์บริการเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) ทั้งนี้ กขร. มีมติเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเป็นเจ้าภาพหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทยดำเนินการจัดทำโครงการโซลาร์ภาคประชาชนในส่วนที่เกี่ยวข้องให้อยู่ในแผน PDP เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2561 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้สั่งการให้ประธาน กกพ. เร่งดำเนินการตามข้อสั่งการ

         3. สถานะรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ตามแผน AEDP ณ เดือนกันยายน 2561 จากเป้าหมาย 6,000 เมกะวัตต์ มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 6,704 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,250 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โซลาร์ฟาร์ม 474 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,694 เมกะวัตต์ (2) โซลาร์รูฟท๊อป 3,131 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ และ (3) โซลาร์ราชการฯ 99 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ โดยมีข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในปัจจุบัน จาก 6,810 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 336.58 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) การรับซื้อ Solar PV Rooftop แบบ FiT ปี 2556 จำนวน 1,619 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 93.69 เมกะวัตต์ กำหนดวัน COD ภายใน 31 ธันวาคม 2556 (2) การรับซื้อ Solar PV Rooftop แบบ FiT ปี 2558 (รับซื้อเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์) จำนวน 4,513ราย กำลังผลิตติดตั้ง 35.89 เมกะวัตต์ กำหนดวัน COD ภายใน 31 ธันวาคม 2558 รวมข้อ (1) และ (2) ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 129.58 เมกะวัตต์และ (3) Solar PV Rooftop (Pilot Project) ปี 2559 (ไม่ขายเข้าระบบ-พพ.) จำนวน 184 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6 เมกะวัตต์ (4) Solar PV Rooftop (Self Consumptions) จำนวน 461 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 161 เมกะวัตต์ และ (5) Solar PV Rooftop (Private PPA) จำนวน 33 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 40 เมกะวัตต์ รวมปริมาณไฟฟ้าที่ไม่ขายเข้าระบบตามข้อ (3) – (5) 207 เมกะวัตต์

         4. โครงการโซลาร์ภาคประชาชนตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากภาคครัวเรือนที่ติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก และขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ และ ระยะที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) โดยผ่านระบบสำหรับการซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ กกพ. ได้มีความเห็นว่าควรดำเนินการตามอำนาจของ กกพ. ในประเด็นราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่ไม่เป็นภาระต่อค่าไฟฟ้าโดยได้พิจารณาจากสมมติฐานที่สำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอที่อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.8, 2.0, 2.8 และ 3.8 บาทต่อหน่วย และมีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเป็นอัตรารับซื้อที่ไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าในปี 2562 เนื่องจากการซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ จะนำไปทดแทนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost : SRMC) ตามข้อมูลของ กฟผ. สำหรับการจัดตั้งหน่วยงานกลางการเป็นศูนย์บริการเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) ได้สั่งการให้สำนักงาน กกพ. ศึกษาและเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการดำเนินการเรื่องดังกล่าวแล้ว โดยมีกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ดังนี้ (1) กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ (2) ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งเป็นพื้นที่ กฟน. 30 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 70 เมกะวัตต์ ในปี 2562 (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเป็นอัตรารับซื้อที่ไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าในปี 2562 และ (4) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเสนอ ดังนี้

     1. กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้

     2. ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งเป็นพื้นที่การไฟฟ้านครหลวง 30 MW และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 70 MW ในปี 2562

     3. ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาท/kWh ซึ่งเป็นอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost : SRMC) ตามข้อมูลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

     4. ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี

เรื่องที่ 8 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ

สรุปสาระสำคัญ

         1. เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ดังนั้น การกำกับดูแลเรื่องการจัดหา ราคา และอัตราค่าบริการก๊าซฯ จากแหล่งต่างๆ จึงเป็นเรื่องที่สำคัญเพราะจะกระทบไปยังผู้บริโภคปลายทาง ดังนั้น เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2561 กระทรวงพลังงาน ในการประชุมหารือร่วมกัน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เข้าร่วมประชุม ได้เห็นควรให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ” ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อทำหน้าที่รวบรวม ศึกษา วิเคราะห์สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ ปริมาณการจัดหา ราคาและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ ในระยะสั้นและระยะยาว พัฒนาฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในอนาคต รวมทั้งกำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการบริหารจัดการการเรียกรับก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งในประเทศ การนำเข้าจากประเทศเมียนมาและก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาวเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ

         2. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ภายใต้ กบง. โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักนโยบายปิโตรเลียมและปิโตรเคมี สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และอนุกรรมการประกอบด้วย ดังนี้ (1) อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติหรือผู้แทน (2) เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน หรือผู้แทน (3) ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหรือผู้แทน (4) ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน และอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ ประกอบด้วย ดังนี้ (1) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ (2) ผู้แทนกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยคณะอนุกรรมการมีอำนาจและหน้าที่ ดังนี้ (1) รวบรวม วิเคราะห์ปริมาณการจัดหา ราคาและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยะสั้นและระยะยาว รวมถึงการพัฒนาฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในอนาคต (2) กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการบริหารจัดการในเรื่องการเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ การนำเข้าจากประเทศเมียนมาและการนำเข้าก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาวเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (3) รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (4) แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยปฏิบัติงานได้ตามความจำเป็น (5) เชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าชี้แจง จัดส่ง รวมถึงการให้ข้อมูลหรือเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม และ (6) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมอบหมาย

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามในคำสั่งแต่งตั้งต่อไป

เรื่องที่ 9 ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2561 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบเหตุผลและความจำเป็นในการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า รวมทั้งรับทราบหลักการสำคัญและแนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาทบทวนและปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาล แผนยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี และแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ต่อมา พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 5 ครั้ง ในเดือนธันวาคม 2561 โดยมีผู้เข้าร่วมทั้งสิ้น 1,873 คน ทั้งนี้ สนพ. ได้นำผลการรับฟังความคิดเห็นใน 5 ภูมิภาคมาปรับปรุงร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ และเสนอต่อคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2561 โดยคณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ พร้อมข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบ

         2. ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสามารถแบ่งออกได้เป็น 2 ระดับ ดังนี้ (1) ความต้องการไฟฟ้า ในระบบ 3 การไฟฟ้า (System demand) เป็นภาพรวมการใช้ไฟฟ้าทั้งหมดของผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย ไม่รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง ทั้งนี้ คาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า ณ ปี 2580 อยู่ที่ประมาณ 53,997 เมกะวัตต์ (2) ความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทย (Country demand) เป็นการขยายกรอบของผู้ใช้ไฟฟ้าให้กว้างขึ้นกว่าระบบ 3 การไฟฟ้า โดยรวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง ซึ่งมีอัตราการเติบโตของการใช้ไฟฟ้าเท่ากับอัตราการเติบโตของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอุตสาหกรรม ทั้งนี้ คาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทย ณ ปี 2580 อยู่ที่ประมาณ 61,965 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สถานะกำลังผลิตไฟฟ้าและความต้องการไฟฟ้า ในปี 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Existing contract capacity) รวมเท่ากับ 37,154 เมกะวัตต์ หากนำมาพิจารณาถึงกำลังผลิตที่เชื่อถือได้แล้ว (Reliable) จะอยู่ที่ประมาณ 27,229 เมกะวัตต์ ซึ่งจะพบว่ากำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ต่ำกว่าความต้องการไฟฟ้าที่คาดการณ์ไว้ 53,997 เมกะวัตต์ อยู่ประมาณ 26,768 เมกะวัตต์ ที่จะต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าให้เพียงพอต่อไป

         3. การจัดทำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ สรุปได้ดังนี้

         3.1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ จะจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่และโรงไฟฟ้าตามข้อผูกพันการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จัดสรรโรงไฟฟ้าหลักในแต่ละภูมิภาค โดยคำนึงถึงการใช้ศักยภาพเชื้อเพลิงและโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในแต่ละภูมิภาคเพื่อลดการลงทุนเพิ่มเติม ไม่เพิ่มภาระข้อผูกพันของโรงไฟฟ้าหลักในระยะยาว รวมทั้งคำนึงถึงความเสี่ยงที่จะเกิดจาก Disruptive Technology รักษาระดับกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าหลักไม่ให้น้อยลงกว่าเดิม และพิจารณาเพิ่มโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่เขตนครหลวง เพื่อลดการพึ่งพากำลังผลิตไฟฟ้าจากภาคอื่นๆ และ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและการอนุรักษ์พลังงาน จะพิจารณาจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรองรับรูปแบบพฤติกรรมของผู้ใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปรวมถึงการเปลี่ยนแปลงของ Disruptive Technology ด้านพลังงานไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้น และยังคงสอดคล้องกับข้อตกลงในการประชุมรัฐภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP21)

         3.2 การจัดสรรกำลังผลิตที่เชื่อถือได้เพื่อให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในปี 2580 ประกอบด้วย 4 ส่วนหลัก ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐ โดยส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ขยะชุมชน เป็นต้น และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (2) โรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิล โดยจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักเพื่อความมั่นคงรายภูมิภาคแบ่งเป็น 7 ภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก ภาคกลาง ภาคใต้ และเขตนครหลวง ทั้งนี้ กฟผ. ยังเป็นผู้รักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (3) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ โซล่าร์ภาคประชาชน โซล่าร์ลอยน้ำและพลังน้ำ รวมทั้งพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ โดยมีเป้าหมายการรับซื้อเป็นรายปีตามแผน AEDP และรักษาระดับราคาไฟฟ้าขายปลีกไม่ให้สูงขึ้น และ (4) การอนุรักษ์พลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) สามารถพิสูจน์ความเชื่อมั่นด้วยคุณภาพและสามารถแข่งขันด้วยราคาไม่เกินกว่า Grid Parity

         3.3 สรุปสาระสำคัญร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ฉบับใหม่ ดังนี้ (1) จัดทำข้อมูลความต้องการไฟฟ้าทั้งในระบบ 3 การไฟฟ้า และความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทย โดยข้อมูลที่ใช้จัดทำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ฉบับใหม่ คือ ข้อมูลความต้องการไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า (2) ต้นทุนการอนุรักษ์พลังงานต้องสามารถแข่งขันกับโรงไฟฟ้าได้และสามารถพิสูจน์ได้ถึงผลประหยัด (3) คำนึงถึงความมั่นคงในทุกภูมิภาคและเขตนครหลวงมีความสมดุลทางไฟฟ้ามากขึ้น (4) มีกำลังผลิตที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้า ครอบคลุมกรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดของแต่ละภูมิภาคหยุดเดินเครื่องฉุกเฉิน (5) กำลังผลิตไฟฟ้า ณ สิ้นปี 2560 อยู่ที่ 46,090 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2561 – 2580 อยู่ที่ 56,431 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในช่วงปี 2561 – 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบ 25,310 เมกะวัตต์ รวมกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นถึงปี 2580 อยู่ที่ 77,211 เมกะวัตต์ (6) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนมากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 53 รองลงมาคือ พลังงานหมุนเวียน ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้ำต่างประเทศ การอนุรักษ์พลังงาน และเชื้อเพลิงอื่นๆ อยู่ที่ร้อยละ 20 12 9 6 และ 0.06 ตามลำดับ (7) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ ปี 2580 อยู่ที่ 103,845 พันตัน หรือ 0.287 กิโลกรัม CO2 ต่อหน่วย และ (8) ค่าไฟฟ้าขายปลีก ณ ปี 2580 อยู่ที่ 3.61 บาทต่อหน่วย

         4. เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2561 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ฉบับใหม่ ต่อคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยคณะกรรมการปฏิรูปฯ ได้เห็นชอบ ในหลักการของร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ โดยมีข้อสังเกตให้ไปดำเนินการจัดทำแผนพลังงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป