มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 12)
เมื่อวันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
9. ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ร่วมกับ สคก. จัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้ชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ 5 ข้อ ดังนี้ ข้อ 1 รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ข้อ 2 สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ ข้อ 3 บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ข้อ 4 สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ ข้อ 5 สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. ดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (สนพ. และ สบพน.) ต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยเฉพาะขั้นตอนการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ Checklist และนำเสนอคณะรัฐมนตรี และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียด RIA ตามหลักเกณฑ์ใน Checklist ที่ สลค. และ สคก.ปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคมถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2560 รวม 31 วัน และ สนพ. เตรียมจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 ณ สโมสรทหารบก (ถนนวิภาวดีรังสิต) โดยคาดว่าจะมีจำนวนผู้เข้าร่วมไม่น้อยกว่า 200 คน (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมีนาคม 2560 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,612เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 445 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 2,994 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดดังกล่าวคิดเป็นร้อยละ 57 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ ณ มีนาคม 2560 จำนวน 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วจำนวน 7,041 ราย รวม 6,988เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD จำนวน 140 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,831 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน41 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 391เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีกจำนวน 804 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,014 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) มีโครงการผูกพันกับภาครัฐลงนามสัญญาซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 243 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,612 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 23 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 445 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,057 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,513 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ดำเนินการแล้วเสร็จตามเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 445 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 18 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 41 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 486 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 794 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ดำเนินการได้เพียง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 เป้าหมายส่วนที่เหลือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2562 และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,654 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 2,994 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,005 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,995 เมกะวัตต์ ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด 55 ราย รวม 232.87 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย รวม 43.45 เมกะวัตต์ และถูกปฏิเสธการตอบรับซื้อ 1 ราย ปริมาณ 5 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 มีเป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ 119 เมะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2561 นอกจากนี้ ยังมีโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm อยู่ระหว่างเตรียมประกาศและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015)ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) และจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่ปรับปรุงใหม่ พบว่าความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2564 และ 2566 มากเกินกว่าที่โครงสร้างพื้นฐานในช่วงเวลานั้นจะสามารถรองรับได้ โดยในปี 2564 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG อยู่ที่ 14.1 ล้านตันต่อปี ขณะที่โครงสร้างพื้นฐานรองรับได้เพียง 11.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ การสรุปแนวทางการบริหารจัดการแหล่งเอราวัณ และบงกชที่สัมปทานจะหมดอายุในปี 2565 – 2566 มีความล่าช้า ทำให้การผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยมีปริมาณน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผน และอาจมีการผลิตไม่ต่อเนื่อง
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 เพื่อแก้ไขปัญหาความต้องการส่วนเกินและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 มาตรการที่สามารถดำเนินการได้ทันทีและได้ดำเนินการแล้ว ได้แก่ การเจรจาตกลงราคาและปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติโครงการบงกชเหนือ โดยมีการรับประกันอัตราขั้นต่ำในการผลิตช่วงปี 2562 ถึงเดือนเมษายน 2564 เพื่อให้มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติก่อนสิ้นอายุสัมปทานในปี 2565 เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการจ่าย LNG น้อยกว่าความต้องการใช้ในปี 2564 ลดลงจาก 2.6 ล้านตัน เหลือเพียง 2.0 ล้านตัน
2.2 มาตรการเบื้องต้นที่จัดทำขึ้นเพื่อเสนอ กพช. ซึ่งจะต้องวิเคราะห์เพิ่มเติมก่อนตัดสินใจภายในปี 2560 โดยจากการประเมินผลกระทบวิกฤติก๊าซธรรมชาติพบว่า หากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2564 น้อยกว่าความต้องการใช้ 2.0 ล้านตัน จะส่งผลกระทบต่อภาคการผลิตไฟฟ้าของประเทศ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 13,623 ล้านหน่วย หรือเทียบเท่าโรงไฟฟ้า 1,700 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงได้กำหนดแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับผลกระทบของภาคการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 ดังนี้ (1) ด้านการลดความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand Side) ได้แก่ การส่งเสริมติดตั้งแผงโซล่าร์บนหลังคา (Solar Rooftop) เพื่อลดความต้องการไฟฟ้าช่วงพีคกลางวัน จำนวน 1,000 เมกะวัต์ และมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อประหยัดไฟฟ้าตามช่วงเวลาที่ภาครัฐกำหนดเป็นการเฉพาะ จำนวน 500 เมกะวัตต์ (2) ด้านการจัดหาเชื้อเพลิง/พลังงานไฟฟ้า (Supply Side) ได้แก่ การจัดหาก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area: JDA) การเพิ่มความสามารถในการสำรอง LNG เพิ่มเติม เช่น การขยาย LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 (T-1) ที่มาบตาพุด จังหวัดระยอง ให้รองรับการนำเข้า LNG จาก 11.5 ล้านตันต่อปี เป็น15 ล้านตันต่อปี การเร่งรัดการสร้าง Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในเมียนมาการพัฒนาโครงการ FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ รวมถึงเปิดให้เอกชนลงทุนใน FSRU ที่มาบตาพุด เป็นต้น และ (3) การจัดหาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว เพิ่มเติมจากสัญญาที่มีอยู่แล้ว (น้ำเทิน 1 และไซยะบุรี) โครงการใหม่ที่พร้อมเสนอขาย (น้ำงึม 3) หรือซื้อไฟฟ้าโรงไฟฟ้าถ่านหินโครงการใหม่ (BLCPส่วนขยาย โรงไฟฟ้าเกาะกง ของกัมพูชา โครงการเซกอง ของ สปป. ลาว) รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากนโยบาย SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm
3. จากสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ในปี 2564 เหตุผลส่วนหนึ่งมาจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินภาคใต้ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยสรุปประเด็นปัญหา ได้ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ในปี 2562 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าถ่านหินและท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ปัจจุบันล่าช้ากว่าแผนงานประมาณ 3-5 ปี เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการและมีข้อเรียกร้องจนทำให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหยุดพิจารณาโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการศึกษาและการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) รวมทั้งแนวทางการจัดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดเทพา ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าถ่านหินเครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิต 2,000 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ และท่าเทียบเรือสำหรับโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณา EIA และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมทรัพยากรธรรมชาติและสุขภาพ (EHIA) ของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ทั้งนี้ หากโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดทั้งสองแห่งไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดในแผน PDP 2015 จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้และเกิดความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น ควรมีการตัดสินใจเพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้อย่างน้อย 800 เมกะวัตต์ เช่น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือการพัฒนา FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะส่วนขยาย (โครงการจะนะ 3) และการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดในพื้นที่ใหม่ เช่น อำเภอปานาเระ จังหวัดปัตตานี เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบว่า ในช่วงปี 2555 – 2559 มีคดีที่ กพช.ถูกฟ้องร้องต่อศาลปกครอง จำนวน 14 คดี โดยมีคดีที่มีการดำเนินการในปัจจุบัน จำนวน 2 คดี ดังนี้
1. มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อนกับพวกรวม 5 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กพช. คณะรัฐมนตรี การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นคดีปกครอง โดยให้เพิกถอนคำสั่งหรือมติเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร หรือประชาชนผู้ประกอบการ หรืออุตสาหกรรมต่างๆ ทั่วประเทศ รวมทั้งให้ กฟภ. และ กฟน. คืนเงินที่เรียกเก็บไปแล้วคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่รับภาระค่าไฟฟ้าดังกล่าว ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนถึงวันที่ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่งพร้อมอัตราดอกเบี้ยตามที่ศาลกำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560ศาลปกครองกลางได้พิพากษาเพิกถอนมติ กกพ. และ กพช. เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีของผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนซึ่งติดตั้งมาตรวัดกระแสไฟฟ้าขนาด 5 (15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท กิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากําไร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่คดีถึงที่สุดเป็นต้นไป คําขออื่นนอกจากนี้ให้ยกคำขอ ซึ่ง กกพ. และ กพช. ได้ยื่นอุทธรณ์คำพิพากษาดังกล่าว โดยพนักงานอัยการผู้รับมอบอำนาจได้ยื่นคำอุทธรณ์ต่อศาลแล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองสูงสุด สำหรับผู้ฟ้องคดีมิได้อุทธรณ์คำพิพากษา
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ต้องการให้รับซื้อไฟฟ้าแบบเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า SPP ได้ยื่นฟ้อง กพช. กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต่อศาลปกครองกลางจำนวน 3 คดี มีผู้ฟ้องคือ (1) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด (2) บริษัท มุ่งเจริญไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน และ (3) บริษัท สุราษฎร์ธานี กรีน เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยผู้ฟ้องคดีซึ่งเป็น SPP ได้ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้เปลี่ยนแปลงอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลสำหรับ VSPP จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT)ถือเป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ดังนั้น จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของ กพช. ได้จัดทำคำให้การและมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแล้ว และจะรายงานความก้าวหน้าให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศ และเมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ ต่อมาในการประชุม Asia Cooperation Dialogue Summit ครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2559 ทั้งสองฝ่ายยินดีสนับสนุนการพัฒนาโครงการสตึงมนัม
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ณ สถานเอกอัครราชทูต กรุงพนมเปญ นายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้มีข้อสั่งการไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกัมพูชาว่าเห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชามีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด (SMH) ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติรับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผนการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยให้ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานศึกษาแนวทางการผันน้ำจากประเทศเพื่อนบ้านได้ประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2560 เพื่อพิจารณาข้อเสนอทางเลือกเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในพื้นที่ตั้งโครงการและการนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมปริมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร (ยกเว้นฤดูฝน) มาใช้ประโยชน์ โดยมี 3 ข้อเสนอคือ (1) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งกัมพูชา ขนาด 24 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 105.6 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 10.75 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 2.87 บาทต่อลูกบาศก์เมตร (2) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งไทย ขนาด 28 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 115 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.18 บาทต่อลูกบาศก์เมตร และ (3) ตั้งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 ฝั่ง ขนาดรวม 52 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 220 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.33 บาทต่อลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นในหลักการว่าทางเลือกที่ 1 คือ โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ฝั่งกัมพูชา เป็นทางเลือกที่ดีที่สุด และเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2560 กระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงรัฐบาลกัมพูชา โดยเสนอทางเลือกที่ 1 ซึ่งโรงไฟฟ้าอยู่ฝั่งกัมพูชาและทางกัมพูชาจะไม่คิดค่าน้ำ รวมทั้งมอบหมายให้ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถร่วมพัฒนาโครงการกับบริษัท Steung Meteuk Hydropower Co., Ltd. (SMH)
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2560 ได้มีการประชุมคณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) และประธาน กนช. ได้สั่งการให้หาแนวทางที่สามารถนำน้ำจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ให้ถึงพื้นที่จังหวัดชลบุรี และ กนช. มีมติมอบหมายดังนี้ (1) ให้กรมทรัพยากรน้ำ (ทน.) เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากเขื่อนสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับการดำเนินงานภายใต้แผนงานพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก และเขตเศรษฐกิจพิเศษ (2) ให้กรมชลประทาน (ชป.) วางแผนการใช้น้ำและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้น้ำของอ่างเก็บน้ำเพื่อใช้น้ำในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และ (3) ให้ ทน. และ ชป. ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้อง และรายงานความคืบหน้าให้ กนช. ทราบต่อไป
5. กฟผ. และบริษัท SMH ได้ร่วมกันจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม (MOU) เพื่อเป็นกรอบความร่วมมือในการพัฒนาโครงการระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Steung Meteuk Hydropower โดยทั้งสองฝ่ายมีการตกลงกัน ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ จากหน่วยงานรัฐบาลของกัมพูชา ทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU มีผลบังคับใช้ในวันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ (2) MOU มีผลนับตั้งแต่วันที่บังคับใช้จนถึงเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นก่อนระหว่างการบังคับใช้ PPA การสิ้นสุดระยะเวลาบังคับใช้ 18 เดือนหลังจากลงนาม หรืออาจขยายได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ ส่วนการยกเลิก MOU ทั้งสองฝ่ายต้องเห็นชอบเป็นลายลักษณ์อักษร (3) ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือกันศึกษาการพัฒนาโครงการสตึงมนัมซึ่งมีโรงไฟฟ้าและเขื่อนตั้งอยู่ที่กัมพูชา บริษัทฯ จะศึกษาความเป็นไปของโครงการ รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบส่งให้สอดคล้องกับ Grid Code และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ขนานไปกับการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ หากการเจรจาได้ข้อสรุป กฟผ. จะขอความเห็นชอบ PPA จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับ และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ PPA จากรัฐบาลกัมพูชา โดยแจ้งให้อีกฝ่ายทราบเป็นลายลักษณ์อักษรทันทีหลังจากได้รับความเห็นชอบ (4) PPA จะเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วัน Execution Date และมีอายุ 50 ปี นับจากวัน COD โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หากทั้งสองฝ่ายและกัมพูชาให้ความเห็นชอบ ผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ กฟผ. ประมาณ 24 เมกะวัตต์ และส่งน้ำให้ไทยระหว่างเดือนพฤศจิกายนถึงพฤษภาคม เฉลี่ยปีละประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ โดยคาดว่าจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนพฤศจิกายน 2566 อัตราค่าไฟฟ้าสูงสุด ไม่เกิน 10.75 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะมีการเจรจาเพิ่มเติมต่อไป ทั้งนี้ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขว่า โครงการต้องส่งน้ำมายังไทยและจะไม่มีการคิดค่าน้ำ เนื่องจากเป็นความร่วมมือในการใช้น้ำบริเวณชายแดนไทยและกัมพูชา รวมทั้ง กฟผ. จะเป็นผู้ร่าง PPA (5) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบต้นทุนและค่าใช้จ่ายของตนที่เกิดจากการพัฒนาโครงการ การเจรจา และการบังคับใช้ MOU (6) เงื่อนไข MOU และข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ การเจรจา และกรอบการเจรจา PPA จะต้องเก็บเป็นความลับ และไม่เปิดเผยแก่บุคคลที่สาม หากไม่ได้รับการยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร ยกเว้นการสั่งให้เปิดเผยโดยกฎหมายหรือศาล หรือหน่วยงานของรัฐที่เกี่ยวข้อง หรือข้อมูลเป็นที่รับรู้โดยสาธารณชนทั่วไปในขณะที่เปิดเผย หรือข้อมูลมีที่มาจากบุคคลที่ 3 ซึ่งไม่ได้อยู่ภายใต้การบังคับใช้เงื่อนไขนี้ ทั้งนี้ ข้อมูลที่ได้รับการยินยอมให้เปิดเผยจะต้องไม่นำไปใช้สร้างความเสียหายให้ทั้งสองฝ่าย (7) ทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับผิดชอบค่าเสียหายที่เกิดขึ้นจากเงื่อนไข MOU หรือการยกเลิก MOU (8) หากเกิดข้อพิพาทจะเจรจาและหารือกันอย่างรอมชอม (9) MOU จะบังคับใช้และตีความตามกฎหมายไทย และ (10) ทั้งสองฝ่ายจะจัดทำกรอบการเจรจา PPA อย่างโปร่งใส และสอดคล้องกับข้อตกลงใน MOU ห้ามให้มีการโอนสิทธิ์ เว้นแต่ได้รับความยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร และ MOU ต้องไม่กระทบหรือจำกัดสิทธิ์ของ กฟผ. ที่จะเจรจากับผู้พัฒนาโครงการรายอื่นๆ และการแจ้งหรือติดต่อใดๆ จะต้องเป็นลายลักษณ์อักษร โดยจัดส่งโดยตรง ไปรษณีย์ หรือแฟ็กซ์ ตามที่อยู่หรือหมายเลขที่กำหนด
6. การดำเนินงานด้านน้ำ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและเสนอแนวทางดำเนินงานดังนี้ (1) มอบหมายให้ ทน. เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชป. การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย การประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย (2) มอบหมายให้ ชป. รับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้างต้น โดยสามารถดำเนินการขอรับการจัดสรรงบประมาณการศึกษาและพัฒนาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการด้านน้ำ และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
2.1 มอบหมายให้กรมทรัพยากรน้ำ เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมชลประทาน การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยการประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย
2.2 มอบหมายให้กรมชลประทานรับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้อ 2.1 โดยสามารถขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อดำเนินการศึกษาและพัฒนาต่อไป
2.3 มอบหมายให้สำนักงบประมาณ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องพิจารณาสนับสนุนการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวกับนโยบายนี้ต่อไป
เรื่องที่ 6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้าและช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง ต่อมาองค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) ได้มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานว่าได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 - 2562 โดยให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย ส่วนพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจะนำไปผลิตไฟฟ้ามีเป้าหมายการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน
2. สนพ. ได้วิเคราะห์โครงการของ อบจ. นนทบุรี พบว่ามีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย นอกจากนี้อาจมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคต จึงเห็นสมควรที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2560 สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้มีการประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปแนวทางและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560
3. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 กบง. ได้รับทราบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่ กพช. กำหนดไว้ต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm สำหรับการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนจะพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 บนพื้นฐานค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการกำจัดขยะมูลฝอย ตามผลการศึกษาของ สถ. ร่วมกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กรมโยธาธิการและผังเมือง กรมควบคุมมลพิษ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนสำหรับโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT อยู่ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF อยู่ที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiTv ปี 2560 อยู่ที่ 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ภายหลังปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)
4. สนพ. สำนักงาน กกพ. และ สถ. ได้ประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ ดังนี้ (1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) อปท.รูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ และ (3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ ทั้งนี้ เห็นควรมอบให้ กกพ. ไปออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
1.1 ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์
1.2 การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm
1.3 อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป
1.4 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล
1.5 กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
2. เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
(1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย เป็นต้น
(2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ
(3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
4. มอบหมายให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายพรเทพ ธัญญพงศ์ชัย)สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ ในระยะที่ 1 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) กำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรา FiT 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และมี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มอีก 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ โดยให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการฯ รอบถัดไป และครั้งต่อไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการคัดเลือก 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 ซึ่งเหลือเวลาดำเนินโครงการเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย นอกจากนี้ยังมี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการฯ สำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีหนังสือตอบข้อหารือสรุปได้ดังนี้ (1) กรณีส่วนราชการ หากไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการนั้นในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ จะดำเนินการได้ต้องอยู่ภายใต้วัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายจัดตั้ง รวมทั้งต้องไม่ขัดหรือแย้งกับนโยบาย วัตถุประสงค์และภารกิจหลัก หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยไม่ได้กำหนดให้มีวัตถุประสงค์และอำนาจเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าอันเป็นการประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งไม่ได้กำหนดให้มีอำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ แต่ในกรณีที่กฎหมายจัดตั้งให้อำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้กฎหมายจัดตั้ง อปท. จะกำหนดให้อำนาจในการดำเนินการจัดให้มีและบำรุงการไฟฟ้าได้ แต่ต้องเป็นระบบการบริการสาธารณะเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นของตนเอง ไม่ได้หมายความว่าจะมีอำนาจดำเนินการผลิตไฟฟ้าหรือร่วมทุนกับเอกชนในลักษณะที่เป็นการประกอบกิจการค้าขายให้แก่บุคคลอื่นเป็นการทั่วไป อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ อีกทั้งขัดต่อประเพณีการปกครองที่ห้ามมิให้รัฐกระทำการค้าขายแข่งขันกับเอกชนด้วย ทั้งนี้ กกพ. ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับหน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องนั้นมีจำกัด และอาจทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
4. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 กบง. ได้พิจารณาเป้าหมายรับซื้อและการขยายระยะเวลา SCOD โครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีมติเห็นชอบในหลักการทั้งในส่วนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และการเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียดที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และเสนอ กบง. หรือ กพช. พิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ จากหน่วยงานราชการที่เหลืออยู่ 300 เมกะวัตต์ มีจำนวนหน่วยงานราชการที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายที่เกี่ยวข้องมีอยู่จำกัด จึงเห็นควรที่ยุติโครงการนี้ภายหลังจากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จากหน่วยงานราชการครบ 100 เมกะวัตต์ เรียบร้อยแล้ว
5. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีผู้เข้าร่วมโครงการฯ หลายรายได้ก่อสร้างแล้วเสร็จ หรือมีเหตุทำให้ไม่สามารถพัฒนาโครงการต่อได้ เนื่องจากไม่สามารถ COD ได้ตามระยะเวลาที่ กพช. กำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจึงได้บอกเลิกสัญญา สหกรณ์จึงได้ยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. หากการพิจารณาอุทธรณ์ฟังขึ้น เห็นควรมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โดยกำหนดบทลงโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 จะต้องใช้เวลาในการพิจารณาออกประกาศจัดหาไฟฟ้าโครงการฯ ระยะที่ 2 ซึ่งประกาศฉบับนี้ได้ปรับปรุงระยะเวลาให้หน่วยงานราชการดำเนินการสรรหาเอกชนร่วมทุนตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ การพิจารณาคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า รวมทั้งพิจารณาคุณสมบัติและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 ผู้ประกอบการจึงมีเวลาพัฒนาโครงการเพียง 4 เดือน ซึ่งปกติใช้เวลาประมาณ 9 เดือน ดังนั้น เพื่อให้ COD ได้ทันตามกำหนดวันที่ 30 มิถุนายน 2561 จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น
2. เห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
3. เห็นชอบให้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรภายหลังจากการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการจำนวน 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตรจำนวน 119 เมกะวัตต์ เสร็จสิ้นเรียบร้อยแล้ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และได้มีมติมอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ จากการดำเนินการที่ผ่านมา อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วนเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมาย รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. และให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. และ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแทน กพช. โดยมีเงื่อนไขสรุปได้ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจนครบเป้าหมาย และสามารถกำหนดปริมาณรับซื้อเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ รวมทั้งสามารถปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) เฉพาะโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดเนื่องจากเหตุสุดวิสัย ให้ กกพ. สามารถเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และต้องรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
1. มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ดังต่อไปนี้
1.1 สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้
1.2 สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว
1.3 สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล มีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน และให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและ กกพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
2. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ใน 3 พื้นที่ สรุปได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส กำลังผลิตติดตั้ง 9.9 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 6.3 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่านกังหันไอน้ำ เงินลงทุน 755 ล้านบาท (2) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซจากชีวมวลส่งให้ Gas Engine เงินลงทุน 400 ล้านบาท และ (3) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification เงินลงทุน 400 ล้านบาท โดยโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง 3 แห่ง ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก และจะจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิกลับคืนให้แก่ชุมชนในพื้นที่ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ พพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ จากนั้น กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะดำเนินการจัดหาที่ดินก่อสร้าง/เทคโนโลยี/แหล่งทุน และจัดตั้งบริษัทร่วมทุน รวมทั้งการขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งได้ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2561 เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในเดือนพฤษภาคม 2562 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดยะลาและจังหวัดปัตตานี และในเดือนมกราคม 2563 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดนราธิวาส
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ