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

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 26/2561 (ครั้งที่ 73)

วันพฤหัสบดีที่ 15 พฤศจิกายน พ.ศ. 256 เวลา15.00 น.

1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)

รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายเพทาย หมุดธรรม)

แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน

เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

         1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 64.45 67.78 และ 82.78 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 6.19 6.57 และ 5.61 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 33.0740 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 12 - 18 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 21.81 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 11 พฤศจิกายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 39,770 ล้านบาท หนี้สินรวม 16,369 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 23,401 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,428 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 5,027 ล้านบาท

         2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 15 พฤศจิกายน 2561 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 -2.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.2706 2.5534 2.7195 2.5250 3.2630 2.4728 และ 2.7842 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 35.96 28.85 28.58 25.84 20.64 29.29 และ 26.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนพฤศจิกายน 2561 มีรายรับในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 1,289 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 340 ล้านบาทต่อเดือน ภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,639 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มก๊าซ LPG มีรายจ่ายประมาณ 522 ล้านบาทต่อเดือน

         3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงทำให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเริ่มขยับสูงขึ้น ดังนั้น เพื่อให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม และราคาขายปลีกน้ำมันสะท้อนกับแนวโน้มราคาน้ำมันตลาดโลกที่ลดลง ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมัน ในช่วงระยะเวลาน้ำมันขาลง ให้ส่งผ่านไปยังประชาชนโดยลดราคาขายปลีกน้ำมันทั้งหมด และหากราคาขายปลีกน้ำมันยังมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดราคาขายปลีกขั้นต่ำในระดับที่เหมาะสมไว้ หากราคาขายปลีกต่ำกว่าราคาขั้นต่ำที่กำหนดไว้ ให้เริ่มเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ต่อไป และ (2) แนวทางที่ 2 เก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งหมด ในช่วงระยะเวลาน้ำมันขาลง และหากราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดระดับเพดานเงินกองทุนสูงสุดหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์สูงสุดที่เหมาะสมไว้ หากเงินกองทุนหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ยสูงกว่าที่กำหนดไว้ ให้เริ่มลดราคาขายปลีกน้ำมันต่อไป

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้

     น้ำมันเบนซิน เดิม 8.08 บาท/ลิตร ใหม่ 8.58 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 2.12 บาท/ลิตร ใหม่ 2.62 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 2.12 บาท/ลิตร ใหม่ 2.62 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -0.78 บาท/ลิตร ใหม่ -0.28 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -6.38 บาท/ลิตร ใหม่ -5.88 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     เฉลี่ยถ่วงน้ำหนักกลุ่มน้ำมันเบนซิน และแก๊สโซฮอล เดิม 1.43 บาท/ลิตร ใหม่ 1.93 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เดิม 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.70 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เดิม -2.50 บาท/ลิตร ใหม่ -2.00 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร

    โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป