มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 149)
วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
2. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
5. การเพิ่มจุดเชื่อมโยงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจลาว
6. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563
7. การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
8. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
9. การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน
11. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
12. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2561 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับกิจการพลังงานเป็นเลิศ ยกระดับการปรับโครงสร้างอัตราค่าบริการในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศหลักเกณฑ์โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า พ.ศ. 2561-2563 ศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษตามนโยบายรัฐ กำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างที่ได้รับความเห็นชอบแล้ว วิเคราะห์และกำกับอัตราค่าบริการภายใต้ TPA ปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าบริการที่สอดคล้องกับโครงสร้างการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติ พัฒนาศูนย์วิเคราะห์และพยากรณ์ข้อมูลพลังงานไฟฟ้า ระยะที่ 1 และข้อมูลเพื่อประกอบ การกำกับกิจการพลังงานตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด พ.ศ. 2558-2579 ยกระดับการกำกับศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อรองรับส่วนของก๊าซธรรมชาติในอนาคต ส่งเสริมมาตรการลดการใช้ไฟฟ้าเพื่อช่วยลดการลงทุนรองรับระบบในช่วง Peak (2) งานส่งเสริมการแข่งขันและก้าวทันนวัตกรรมพลังงาน ศึกษารูปแบบการดำเนินธุรกิจหลากหลายของการประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับการขยายตัวของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และศึกษารูปแบบธุรกิจและโครงสร้างการกำกับกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ ปรับปรุงหลักเกณฑ์การอนุญาตที่เกี่ยวข้องต่างๆ พัฒนาระบบบูรณาการกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าและปรับกระบวนการทำงานเพื่อความสอดคล้องต่อเนื่อง (3) งานสื่อสารงานกำกับกิจการพลังงานให้เข้าถึง ยกระดับการคุ้มครองสิทธิประโยชน์ กำกับติดตามประเมินผลมาตรฐานคุณภาพบริการและมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย ทบทวนการออกประกาศมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า (รายใหญ่) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า พัฒนาระบบจัดการข้อร้องเรียนครบวงจร (e-petition) กำหนดปฏิรูปการกำกับดำเนินงานกองทุนฯ พัฒนาทรัพยากรบุคคลและแผนพัฒนากองทุนฯ ปรับปรุงระเบียบประกาศหลักเกณฑ์คู่มือแนวทางกองทุนฯ (4) ด้านองค์กรสมรรถนะสูง เป็นมืออาชีพ ยกระดับการพัฒนาทรัพยากรบุคคล โดยพัฒนากำลังคนเพื่อขับเคลื่อนยุทธศาสตร์สำนักงานสอดคล้องกับแนวนโยบาย Energy 4.0 และเตรียมผู้นำในอนาคต ปรับปรุงระบบบริหารทรัพยากร ดูแลระบบสารสนเทศให้พร้อมใช้งาน สร้าง Smart Office พัฒนาระบบ MIS เพื่อใช้วิเคราะห์และตัดสินใจ และสนับสนุนการทำงานพัฒนาระบบจัดการเอกสารและข้อมูลองค์กร ดูแลระบบคลังข้อมูล เพื่อสนับสนุนการจัดเก็บข้อมูลแบบบูรณาการ
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปี งบประมาณ 2561 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 24,994,721,118.53 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,802,886,507.31 บาท มีรายได้จากการดำเนินงาน 950,234,985.75 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 593,755,421.66 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 356,479,564.09 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 60,959,903.39 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ ไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจเป็นโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ เน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด มีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าโดยรวม การใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ มาสนับสนุนโครงการให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ การนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิง การกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส เป็นธรรม คำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดต่อชุมชนและประเทศ ทั้งนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมฯ พิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 พพ. และ กกพ. ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เสนอ กบง. ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป และให้นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา นอกจากนี้ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อทำหน้าที่คัดเลือกโครงการที่จะเข้าร่วมโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ในโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับ VSPP แบ่งเป็น 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสาน (Hybrid) ระหว่างชีวมวล และ/หรือก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และ/หรือก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ได้ ทั้งนี้ ให้ติดตั้งมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้าแยกแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และแยกราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นสัญญารับซื้อไฟฟ้าสัญญา Non-Firm สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมด้วยได้ และห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้ายกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น โดยในปี 2563 จะเปิดรับซื้อไฟฟ้าปริมาณรวม 700 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) แบ่งเป็น 2 โครงการ คือ (1) โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ซึ่งเปิดโอกาสให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างแล้วเสร็จหรือใกล้จะแล้วเสร็จเข้าร่วมโครงการ และ (2) โครงการทั่วไป เปิดโอกาสให้ผู้มีความประสงค์เข้าร่วมโครงการเป็นการทั่วไป และให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 เป็นต้นไป กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศรับซื้อกำหนด และไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ส่วนวิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการโดยคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ที่จัดตั้งภายใต้ กพช. โดยคณะกรรมการฯ จะพิจารณาตามหลักเกณฑ์เงื่อนไขที่กำหนด และคัดเลือกเรียงตามลำดับจากโครงการที่เสนอให้ผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนสูงสุดไปสู่ผลประโยชน์ต่ำสุด ทั้งนี้ จะพิจารณารับซื้อจากโครงการ Quick win ก่อนเป็นลำดับแรก แล้วจึงจะพิจารณารับซื้อจากโครงการทั่วไป
4. รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) มีรูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชนอาจร่วมกับองค์กรของรัฐ) สัดส่วนประมาณร้อยละ 60 - 90 และกลุ่มวิสาหกิจชุมชน (มีสมาชิกไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน) สัดส่วนประมาณร้อยละ 10 - 40 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 และเปิดโอกาสให้ซื้อหุ้นเพิ่มได้อีก รวมแล้วไม่เกินร้อยละ 40 (2) มีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ใน “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้าชุมชนนั้น ๆ และต้องกำหนดเงื่อนไขการจัดสรรรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อการใช้ประโยชน์ด้านพลังงานให้กับชุมชน โดยอัตราส่วนแบ่งรายได้ไม่ต่ำกว่า 25 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และไม่ต่ำกว่า 50 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามา (3) “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้านั้น ๆ ครอบคลุมหมู่บ้านโดยรอบโรงไฟฟ้าที่อยู่ในรัศมีจากศูนย์กลางโรงไฟฟ้า แบ่งเป็นระยะทาง 5 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ระยะทาง 3 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี แต่ไม่เกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี และระยะทาง 1 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ในกรณีที่มีการทับซ้อนกันของเขตพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ใกล้กันอาจรวมพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เข้าด้วยกันก็ได้ ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงประโยชน์ต่อการพัฒนา “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เป็นสำคัญ และชุมชนยังคงได้รับผลประโยชน์ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปกติ และ (4) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง โดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธะสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อเชื้อเพลิง ระยะเวลาการรับซื้อเชื้อเพลิง คุณสมบัติของเชื้อเพลิงและราคารับซื้อเชื้อเพลิงไว้ในสัญญาด้วย
5. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) เปิดโอกาสให้โครงการที่ได้ลงทุนก่อสร้างไปแล้ว (ก่อนปี 2560) แต่ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ ติดปัญหา Grid capacity แต่ปัจจุบันสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้แล้ว ดังนั้น จึงควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) ตามสมมุติฐานทางการเงิน ณ ปีที่ลงทุนก่อสร้าง ซึ่งในปี 2560 กพช. ในคราวประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนั้น จึงกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm (โดย ไม่มี FiT Premium สำหรับการขายไฟฟ้าในรูปแบบ Firm) ดังนี้
อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP)
สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามานั้น ใช้สมมุติฐานทางการเงิน ณ ปัจจุบัน (ต้นทุนค่าก่อสร้างประมาณ 25 - 27 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์) ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้า
6. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีองค์ประกอบทั้งสิ้น 16 คน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ มีหน้าที่และอำนาจในการบริหารและพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ติดตาม เร่งรัด และประเมินผลการดำเนินงานโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
2. เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
4. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลเช่นเดียวกับที่ได้แก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ ซึ่งคณะทำงานฯ ได้ประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล จำนวน 2 ครั้ง และเสนอ กบง. พิจารณาเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลตามที่คณะทำงานเสนอ โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ และให้นำเรื่องดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่าง ๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. เมื่อวันที่15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป
3. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ และ (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
4. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2562 พพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือและสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือนร้อนของ SPP ชีวมวล ได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้ อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล สัญญา Firm และ Non-Firm ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม โดย SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 และ SPP ที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้ง Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญารูปแบบ FiT แล้ว จะไม่มีการต่ออายุสัญญาอีก (5) โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป (6) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง
5. พพ. ได้ขอให้ กฟผ. ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ชีวมวล ให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ภายใต้สมมติฐานแผน PDP 2015 ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว โดยแบ่งเป็น 3 กรณี คือ (1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) จำนวน 18 ราย (2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non-Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 จำนวน 18 ราย (3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สัญญา Firm จำนวน 1 ราย และ Non-Firm จำนวน 5 ราย) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm และได้นำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งนี้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
2. เห็นชอบตารางการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา Feed-in Tariff (FiT) ตามที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลไปเป็น FiT ได้
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการ Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) เป็นการขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไปยังประเทศมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของประเทศไทย ภายใต้สัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ คู่สัญญามี 3 ฝ่าย ประกอบด้วย (1) สปป. ลาว โดยรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) ประเทศไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ (3) ประเทศมาเลเซีย โดยการไฟฟ้ามาเลเซีย (TNB) เริ่มกำหนดซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) วันที่ 1 มกราคม 2561 โดยสัญญาจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 และในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษและการประชุมอื่นที่เกี่ยวข้องระหว่างวันที่ 21 -23 มกราคม 2562 สปป. ลาว ได้เสนอที่ประชุมถึงความพร้อมในการเพิ่มปริมาณขายไฟฟ้าจาก 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm โดยทั้งสามฝ่ายเห็นชอบให้มีการต่ออายุสัญญา EPWA เพิ่มอีก 2 ปี ต่อมาในการประชุม ASEAN Ministers on Energy Meeting and Associated Meetings (AMEM) ครั้งที่ 37 ณ ประเทศไทย รัฐมนตรีของ สปป.ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้แถลงการณ์ร่วมเรื่องโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ (2) ขยายอายุสัญญาฯ ออกไปอีก 2 ปี (1 มกราคม 2563 – 31 ธันวาคม 2564) และ (3) จะมีการลงนามร่างแก้ไขสัญญา Supplementary Agreement to Energy Purchase and Wheeling Agreement ก่อนที่สัญญา EPWA จะหมดอายุลงในเดือนธันวาคม 2562 ทั้งนี้ มาเลเซียได้จัดทำร่างแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม แล้วเสร็จและส่งให้ไทยและ สปป.ลาว เพื่อพิจารณาเมื่อวันที่1 สิงหาคม 2562 โดยร่างสัญญาผ่านความเห็นชอบจากอัยการสูงสุด เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2562
2. การซื้อขายไฟฟ้าสัญญา EPWA โครงการ LTM–PIP ระยะที่ 1 แบ่งเป็นปี 2561 และปี 2562 (มกราคมถึงตุลาคม 2562) มีค่า Wheeling Charge 4.62 และ 3.73 ล้านบาท มูลค่าจากราคาเทียบเคียงที่ใช้คำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) 28.05 และ 24.13 ล้านบาท และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT 7%) คิดเป็น 1.96 และ 1.69 ล้านบาทม ตามลำดับ ซึ่งเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2562 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบหลักการสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM–PIP ระยะที่ 2 (ปี 2563 – 2564) ซึ่งแตกต่างจากหลักการของโครงการ LTM ระยะที่ 1 เฉพาะที่สำคัญได้แก่ รูปแบบสัญญาระยะที่ 1 เป็น Non-Firm ระยะที่ 2 เป็น Firm อัตรา Wheeling Charge ระยะที่ 1 ปริมาณไฟฟ้า 100 ล้านหน่วยแรกอยู่ที่อัตรา 0.862 US Cents ต่อหน่วย และมากกว่า 100 ล้านหน่วย อยู่ที่ 1.174 US Cents ต่อหน่วย ส่วนระยะที่ 2 อยู่ที่ 0.862 US Cents ต่อหน่วย สำหรับทุกหน่วยไฟฟ้า นอกจากนี้ยังได้พิจารณาเรื่องโครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP รวมถึงปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น
3. โครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP มีรายละเอียดดังนี้ (1) ปัจจุบัน กฟผ. ต้องชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 สำหรับพลังงานไฟฟ้าโครงการ LTM-PIP ที่ซื้อจาก สปป.ลาว โดย กฟผ. ไม่สามารถเรียกคืนภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 จากการส่งพลังงานไปยังมาเลเซียได้ (VAT 0%) ทั้งนี้ กฟผ. จะสามารถเรียกคืนภาษีฯ ได้ ในกรณีที่ กฟผ. นำเข้าไฟฟ้าเพื่อขายส่งในประเทศ และกรมศุลกากร ได้เชิญ กฟผ. เข้าพบเพื่อชี้แจงเงื่อนไขในการยื่นใบขนสินค้าและการเสียอากรสำหรับพลังงานไฟฟ้าที่นำเข้าตามสัญญา EPWA โดยกรมศุลกากรยังคงตีความว่าการส่งผ่านพลังงานของโครงการ LTM-PIP ให้ใช้วิธีปฏิบัติพิธีศุลกากรในฐานะ ผู้นำเข้า-ส่งออกพลังงานไปก่อน โดยใช้ราคาเทียบเคียงเป็นราคาสูงสุดที่ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าตามสัญญา ฟฟล. ฉบับปัจจุบัน อีกทั้ง กรมศุลกากรจะเร่งจัดทำหนังสือตอบ กฟผ. โดยเร็ว เพื่อให้ กฟผ. สามารถใช้อ้างอิงในการประสานกับกรมสรรพากรต่อไป และ (2) เนื่องจากประเทศไทยยังไม่มีกฎหมายและระเบียบพิธีการศุลกากรมารองรับการปฏิบัติพิธีการศุลกากรผ่านแดนสำหรับพลังงานไฟฟ้า โดยในระหว่างนี้ กฟผ. ได้ปฏิบัติพิธีศุลกากรโดยดำเนินการชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) สำหรับการขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา EPWA ในฐานะผู้นำเข้า-ส่งออก พลังงานไฟฟ้าไปเป็นเงินรวม 3.65 ล้านบาท ในขณะที่มีรายได้จากค่า Wheeling Charge 8.35 ล้านบาท (ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2562) โดยกรมสรรพากร ได้ให้ความเห็นในเบื้องต้นว่าการที่ กฟผ. ต้องเป็นผู้ปฏิบัติพิธีการศุลกากรเพื่อนำเข้าไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่มที่กรมศุลกากร กฟผ. อาจจะไม่สามารถขอคืนภาษีซื้อจากการนำเข้าได้ เนื่องด้วยตามสัญญา EPWA กฟผ. ไม่ได้เป็นผู้ซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และค่า Wheeling Charge ที่ กฟผ. จะต้องเรียกเก็บจาก สปป.ลาว อาจจะไม่เข้าลักษณะเป็นการให้บริการขนส่งในราชอาณาจักร ที่จะได้รับยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่ม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า การซื้อขายไฟฟ้า LTM-PIP ระยะที่ 2 เป็นการรองรับการพัฒนาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้เชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) และส่งเสริมให้เกิดการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าประเทศสมาชิกอาเซียนตามแผนของ ASEAN Power Grid (APG) และเป็นการปูทางไปสู่การเป็นศูนย์กลางการซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 โดยให้ กฟผ. ลงนามสัญญาดังกล่าว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก นอกจากนี้ โครงการ LTM-PIP กฟผ. เป็นเพียงผู้ส่งผ่านพลังงานไฟฟ้า ไม่ได้เป็นผู้ซื้อหรือผู้ขาย ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรเสนอให้กระทรวงการคลังพิจารณาแนวทางหรือมาตรการในการยกเว้นภาษีสำหรับโครงการดังกล่าวรวมถึงโครงการอื่นๆ ที่จะต้องรองรับการเชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) ในอนาคต ให้กับ กฟผ. เพื่อเป็นการสนับสนุนการดำเนินการรองรับการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าดังกล่าว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม Energy Purchase and Wheeling Agreement (EPWA) สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะ 2 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ทันที เพื่อให้สัญญา EPWA มีความต่อเนื่อง ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. มอบหมายให้ กระทรวงการคลัง พิจารณาในประเด็นการขอยกเว้นภาษีศุลกากรและภาษีมูลค่าเพิ่ม สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้าและหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ (สัญญาฯ) และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ผ่านการพิจารณาของอัยการสูงสุด โดยให้มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามสัญญาฯ และเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามสัญญาดังกล่าว โดยภายใต้สัญญาฯ ทั้ง 2 สัญญา ได้กำหนดจุดเชื่อมโยงเพื่อรับส่งพลังงานไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีจุดเชื่อมโยง 4 จุด ได้แก่ หนองคาย - เวียงจันทน์ บึงกาฬ - ปากซัน นครพนม- ท่าแขก และ มุกดาหาร - ปากบ่อ และ (2) โครงการเขื่อนเซเสด มีจุดเชื่อมโยง 1 จุด คือ สิรินธร - บังเยาะ ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้ทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) เรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ - ปากลาย (ซึ่งยังไม่ได้กำหนดไว้ในสัญญา) และเพื่อให้สามารถรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้เพิ่มขึ้น จึงได้เสนอให้มีการพิจารณาเพิ่มจุดเชื่อมโยงในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบัน การก่อสร้างระบบส่งและสถานีไฟฟ้าโครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ – ปากลาย ประเทศไทยใช้งบประมาณก่อสร้างรวม 135 ล้านบาท ประกอบด้วย ค่าก่อสร้างสถานีไฟฟ้าท่าลี่ 97.5 ล้านบาท และค่าก่อสร้างสายส่ง 37.5 ล้านบาท และสายส่ง 115 kV ณ จุด ปากลายดำเนินการเสร็จเรียบร้อยแล้ว ในขณะที่สายส่ง 115 kV ณ จุดท่าลี่ คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2563
2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีกำลังการผลิต 290 เมกะวัตต์ และสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด มีกำลังการผลิต 209 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองสัญญามีจุดเชื่อมโยงรวมทั้งหมด 5 จุดสามารถส่งไฟฟ้าได้ 500 เมกะวัตต์ ซึ่งแต่ละจุดเชื่อมโยง กฟผ. - ฟฟล. มีความสามารถสายส่งทั้ง 2 สัญญา เท่ากับ 1,190 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สายส่ง กฟผ. มีความสามารถรองรับไฟฟ้าได้ประมาณ 1,200 เมกะวัตต์ แต่หาก ฟฟล. ส่งไฟฟ้าเกิน 500 เมกะวัตต์ จะทำให้เกิดการแกว่ง (Oscillation) ในระบบได้ ดังนั้น การซื้อไฟฟ้าจาก ฟฟล. จึงจำกัดอยู่ที่ 500 เมกะวัตต์ แต่หากเพิ่มจุดเชื่อมโยง ท่าลี่ – ปากลาย อีกหนึ่งจุด จะสามารถส่งไฟฟ้าได้เพิ่มอีก 100 เมกะวัตต์ ทำให้ศักยภาพระบบส่งมากกว่ากำลังผลิตที่ระบุในสัญญา ทั้งนี้ ในกรณีเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าจุดใหม่ จะทำให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาเดิมของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้า 115 kV ท่าลี่-ปากลาย ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1
2. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถพิจารณาการเพิ่มจุดซื้อขาย ไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสดได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ทั้งนี้ การเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะต้องไม่มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคา
เรื่องที่ 6 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 สำหรับปี 2558 - 2560 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 รับทราบมติ กพช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2558 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 มีผลบังคับใช้ โดย กกพ. ได้จัดทำเป็นคู่มือการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558
2. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 - 2563 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการต่อไป โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าต้องเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม สะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ (2) อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะและผู้ใช้ไฟฟ้าที่เชื่อมโยงกับโครงข่ายระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก อย่างชัดเจนและโปร่งใส ตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้า จะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้ทบทวนหลักเกณฑ์การปรับปรุงประสิทธิภาพที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน หรือเพิ่มเติมมาตรการจูงใจต่อการไฟฟ้าในการปรับปรุงประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถบริหารจัดการทางการเงินได้โดยมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว ให้อัตราผลตอบแทนทางการเงินอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) ที่สะท้อนต้นทุนเงินทุนโดยเฉลี่ยของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งเป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และ (6) กำหนดให้มีบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และมีการประเมินบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าหลังจากสิ้นปีบัญชีเป็นประจำทุกปี ทั้งนี้ นโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้านี้ สอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558-2560 โดยมีการเพิ่มนโยบายในข้อ 3 คือการแยกต้นทุนเป็นรายกิจการและระดับภูมิภาค เพื่อเป็นข้อมูลในการออกนโยบายและการกำกับดูแลต่อไป
3. กกพ. ได้กำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 ตามหลักการที่สำคัญที่ กพช. มอบหมายดังนี้ (1) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุน กกพ. จะพิจารณาสินทรัพย์ภายใต้การกำกับดูแลให้ได้รับอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุน รวมทั้งกำกับค่าใช้จ่ายดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพ นอกจากนี้ ได้ปรับอัตราค่าไฟฟ้าผันแปรตามสูตร Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อให้สะท้อนการเปลี่ยนแปลงของราคาเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (2) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าราคาเดียวกันในทุกภูมิภาค (Uniform Tariff) และดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย สำหรับประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ชนบทห่างไกล การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จะชดเชยรายได้ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย กกพ. ได้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560 ศาลปกครองกลางมีคำพิพากษาเพิกถอนมติในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีไปให้กิจการขนาดกลาง ใหญ่ เฉพาะอย่าง และองค์กรไม่แสวงหากำไร กกพ. จึงมีมติให้ปรับอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราวตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2561 (3) ด้านการกำกับให้มีการแยกต้นทุนตามประเภทกิจการ กกพ. ได้ออกประกาศให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลบัญชีและการเงินของธุรกิจที่อยู่ภายใต้การกำกับกิจการพลังงานตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและเปิดเผยข้อมูล (4) ด้านการกำกับการลงทุนและค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้า กกพ. ได้กำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ติดตามผลการลงทุน รวมทั้งกำหนดค่าปรับหากการไฟฟ้าทั้งสามไม่ลงทุนตามแผน และนำเงินดังกล่าวส่งคืนประชาชนผ่านอัตราค่าไฟฟ้า (5) ด้านการกำกับฐานะการเงินของการไฟฟ้า ได้กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงินเพื่อให้ฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าเพียงพอต่อการดำเนินงานและการลงทุน และ (6) กกพ. เรียกคืนค่าไฟฟ้าจากการลงทุนของการไฟฟ้าทั้งสามที่ต่ำกว่าแผน (Claw Back) ปี 2559 – 2560 และฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าทั้งสาม ปี 2557-2560 ให้อยู่ในเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด รวมทั้งสิ้น 30,682.36 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้นำเงินดังกล่าวไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชนในปี 2562 ผ่านกลไกค่า Ft รวมเป็นเงิน 14,343 ล้านบาท ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้สำหรับปี 2561 - 2562 ยังคงเป็นไปตามกรอบที่ กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560
4. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2563 กกพ. ยังจะคงกำกับอัตราค่าไฟฟ้าตามให้เป็นไปตามหลักการที่ กพช. มอบไว้เมื่อปี 2558 เช่นเดียวกับที่ผ่านมาในปี 2561 - 2562 ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน เหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคมสะท้อนต้นทุนและเป็นไปตามสภาพทางเศรษฐกิจ โดยปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ทุกๆ 4 เดือน (2) อัตราค่าไฟฟ้าส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งแบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าออกเป็น 8 ประเภท รวมทั้งดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยให้ได้ใช้ไฟฟ้าฟรีผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มาตรา 97(1) (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ โดยการไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลทางบัญชีเพื่อการกำกับดูแลและการเปิดเผยข้อมูล โดยแบ่งแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้ามีการกำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และควบคุมค่าใช้จ่ายตามหลัก CPI-X (การไฟฟ้าทั้งสามมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการ โดยกำหนดความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ซึ่งกำหนดอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนไม่สูงกว่าค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ตามหลัก Rate of Return และ (6) มีกลไกการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดบทปรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน (Claw Back) และประเมินบทปรับหลังจากสิ้นปีบัญชีของทุกปี ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างศึกษาอัตราค่าบริการเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Ancillary Service Charge) การศึกษาแยกต้นทุนรายกิจการและในระดับภูมิภาค และอยู่ระหว่างการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP 2018) นโยบายการกำหนดโครงสร้างกิจการไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาการเปลี่ยนแปลงของเทคโนโลยีใหม่ๆ ที่จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2559–2563 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มเติมจากนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554–2558 ในส่วนของการส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค และการกำหนดให้มีแยกต้นทุนของแต่ละกิจการอย่างชัดเจนโปร่งใสตรวจสอบได้ โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง คือ การจัดให้มีกลไกชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าตามความเหมาะสมของฐานะการเงินของการไฟฟ้าและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีการทบทวนทุกปี (2) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คือ ให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมการพัฒนาไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ สำหรับอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษและผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างประเทศที่เชื่อมโยงกับไทย รวมทั้งให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่ส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้ไฟฟ้ารวมถึงการจัดการในช่วงการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วง Peak และอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าของประเทศ ทั้งในส่วนค่าธรรมเนียมพิเศษ ตามมาตรา 42 ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและมาตรการ EERS ตามแผน EEP2015 และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดให้มีการทบทวนวิธีการและอัตราเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า (กองทุนฯ) ตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและเกิดประโยชน์สูงสุดกับประชาชน และเป็นไปตามวัตถุประสงค์การจัดตั้งกองทุนฯ ซึ่งปัจจุบัน หาก กกพ. เสนอขอใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554 - 2558 สำหรับการกำกับอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2561-2563 ไปพลางก่อน ระหว่างการปรับปรุงนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฉบับใหม่ (พ.ศ. 2564–2568) ขอให้ กกพ. ดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และหากพบปัญหาในการดำเนินงานขอให้แจ้งกระทรวงพลังงานทราบเพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาจัดทำนโยบายในระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 สำหรับใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าปี 2561 – 2563
สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อนจนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2560 กกพ. ได้ออกระเบียบกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า โดยกำหนดเกณฑ์การอนุญาตตามขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ขึ้นไป (หรือขนาดตั้งแต่ 1.0 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. (2) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าต่ำกว่า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (ให้มาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อขอยกเว้นตามพระราชกฤษฎีกากําหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2552)
2. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox) และเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิเข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ซึ่งมีโครงการที่ผ่านการพิจารณาคัดเลือก จำนวนทั้งหมด 34 โครงการ รวมถึงโครงการที่เสนอขอศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมข้อมูลจากผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ซึ่งสรุปได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 170 โครงการมีกำลังไฟฟ้าติดตั้งรวม 9,399.44 กิโลโวลต์แอมแปร์ (หรือประมาณ 9.4 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ซึ่งเข้าข่ายได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตทั้งหมด (2) การประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จะต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเพื่อมาจำหน่ายให้กับยานยนต์ไฟฟ้าที่มารับบริการอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้นผลประกอบการจึงขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งแบ่งเป็น (1) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าน้อยรายและไม่ต่อเนื่อง จะมีการใช้กำลังไฟฟ้าชาร์จที่สูงและเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนสูงถึง 66% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงถึง 13.20 บาทต่อหน่วย (2) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนมากและสม่ำเสมอ จะเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนเพียง 10% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 4.83 บาทต่อหน่วย ต้นทุนค่าไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าจึงขึ้นอยู่กับความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand) ระยะเวลาที่ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า และจำนวนผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้น เมื่อมีผู้ใช้บริการสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนน้อยรายและไม่ต่อเนื่องโดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นการเปิดกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จึงทำให้สถานีอัดประจุไฟฟ้ามีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงมากไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เป็นเหตุให้ผู้ประกอบการฯ เสนอขอผ่อนปรนกฎและระเบียบที่เกี่ยวข้องภายใต้โครงการ ERC Sandbox
3. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 คณะทำงานดำเนินงานโครงการ ERC Sandbox ได้หารือกับผู้ประกอบการฯ ซึ่งสรุปข้อเสนอแนวทางการดำเนินการเพื่อขอผ่อนปรนกฎและระเบียบต่างๆ ภายใต้โครงการ ERC Sandbox ดังนี้ (1) กำหนดให้การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายกาฟฟ้า (Grid capacity) ซึ่งจำเป็นต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อตรวจวัดและควบคุมสถานีอัดประจุไฟฟ้าในสายป้อน (Feeder) ที่เกี่ยวข้อง และติดตั้งระบบตรวจวัดและควบคุมรวมทั้งระบบสื่อสาร ซึ่งผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น (2) ขอให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการส่งเสริมส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในวงกว้างต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่อง การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า เห็นว่าการส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก ควรคำนึงถึงต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้เกิดการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่า มีประสิทธิภาพ จึงมีมติเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบอำนาจให้ กกพ. และ กบง. สามารถพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าในโครงการ ERC Sandbox เพื่อศึกษาอัตราค่าบริการที่เหมาะสมต่อสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
4. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และได้มีมติเห็นควรนำเสนอ กพช. มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนด อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 8 การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งรายอันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดย (1) ให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และ (2) เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ.จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้รับทราบเรื่องสถานการณ์ LNG ในปัจจุบันได้เปลี่ยนแปลงไป โดยการจัดหา LNG ในประเทศไม่ได้ลดลง ปริมาณความต้องการใช้ LNG ก็ไม่ได้เพิ่มสูงขึ้นตามที่ได้ประมาณการไว้ จึงมีความเสี่ยงที่การนำเข้า LNG ของ กฟผ. อาจเกิดภาระ Take or Pay และอาจส่งผลกระทบต่อ ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นประมาณ 2 สตางค์/หน่วย ขณะที่ราคา LNG มีแนวโน้มจะลดลง ราคา LNG Spot ลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4 USD/MMBTU ดังนั้น อาจมีความจำเป็นต้องพิจารณาทบทวนการแบ่งราคา LNG เป็น 2 Pool และข้อจำกัดของกฎหมายในกรณีที่ กฟผ. จะนำ LNG ไปจำหน่ายในตลาดอื่นก่อนดำเนินการต่างๆ ซึ่งจากการพิจารณาปัจจัยที่เกี่ยวข้องแล้ว กบง. จึงได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตันสำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) ให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP) (5) ให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมาย ให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
4. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยเห็นชอบความเหมาะสมของปริมาณการนำเข้า LNG แบบ Spot ในปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน นำเข้าจำนวน 2 ลำเรือ ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไข ดังนี้ (1) Slot Available: PTTLNG แจ้ง Slot หมายถึง ช่วงเวลาในการรับเรือโดยคำนึงถึงเวลา ที่ใช้ในการรับมอบ LNG การเก็บรักษาและการแปรสภาพ LNG ล่วงหน้า 3-5 Slot/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use It or Lose It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal: กำหนดอัตรา Send out Rate ตามแผน การใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระ ค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริงโดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคามีเกณฑ์ ดังนี้ 1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง 2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า ที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ 3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must Take (5) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ กฟผ. ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (6) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) – (3) ข้างต้น และ (7) ให้ กฟผ. และ กกพ. รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
5. การดำเนินการเตรียมความพร้อม Shipper รายใหม่ ยังคงอยู่ในกรอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมี กฟผ. เป็นหน่วยงานนำร่องเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ แต่มีรายละเอียดในทางปฏิบัติที่มีความต่างไปจากแนวทางที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนที่จะให้ กฟผ. เป็น Shipper รายใหม่ โดยนำเข้า LNG ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยเหตุเกิดจากข้อมูลที่หน่วยงานต่างๆ ได้รวบรวมเสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมแต่ละครั้ง สะท้อนถึงสถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีการเปลี่ยนแปลงไปจากที่คาดการณ์ไว้ และเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ตลอดจนหลีกเลี่ยงความเสี่ยงที่อาจมีผลกระทบต่อประชาชนและภาวะการเติบเศรษฐกิจของประเทศ กบง. จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 200,000 ตัน และกำหนดแนวทางในการนำเข้าและคิดค่าใช้จ่ายต่างๆ ดังความละเอียดแจ้งแล้วตามข้อ 2 และเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่
2. ให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ที่ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
3. เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562
4. เห็นชอบโครงสร้างราคา LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้
4.1 เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้า ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง
4.2 ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้
4.3 หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็นการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็นต้องรับซื้อขั้นต่ำตามสัญญา (Must Take)
5. เห็นชอบโรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1
6. เห็นชอบค่าใช้จ่ายในการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้
ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า +ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin
โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562
7. การดำเนินการตามข้อ 3. – 6. ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.)
8. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ข้อเสนอแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานระยะแรก (พ.ศ. 2561 – 2565) ประเด็นการปฏิรูป ด้านเทคโนโลยี นวัตกรรม และโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย 2 ประเด็นการปฏิรูป ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 16 การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและแนวทางการดำเนินการพัฒนาอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า และสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด ตลอดจนสามารถวางแผนด้านพลังงานเพื่อรองรับได้อย่างมีประสิทธิภาพ และ (2) ประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน และอุตสาหกรรมต่อเนื่องอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงมีการพัฒนาเทคโนโลยี และการนำเอาระบบกักเก็บพลังงานมาใช้พัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศอย่างเป็นรูปธรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งที่แต่งตั้งคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงาน 5 คณะ โดยมีคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงานด้านเทคโนโลยี นวัตกรรมและโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน เป็นคณะที่ 5 ซึ่งมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นประธานอนุทำงาน และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุทำงานและเลขานุการ
2. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้มีข้อเสนอแนวทางในการดำเนินการปฏิรูปประเด็นการปฏิรูปที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) ให้รัฐบาลจัดตั้งคณะกรรมการร่วมภาครัฐ เอกชน และนักวิชาการ ภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) ประเภทแบตเตอรี่ (Battery) เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และกำหนดการนำมาใช้ในระบบสายส่งในภาคพลังงานภายใน 1 ปี โดยมีองค์ประกอบ ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมายเป็นประธาน มีหน่วยงานภาครัฐ (กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน และกระทรวงการอุดมศึกษา วิทยาศาสตร์ วิจัยและนวัตกรรม) รัฐวิสาหกิจ (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง) และภาคเอกชน เป็นกรรมการ และมีผู้แทนจากกระทรวงพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนา และจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานครอบคลุมเรื่องการกำหนดมาตรการส่งเสริมการผลิตและการใช้ระบบกักเก็บพลังงาน การกำหนดมาตรฐานและข้อกำหนดที่เกี่ยวข้อง การส่งเสริมการนำวิธีการ Reverse Engineering มาใช้ในการปรับปรุงกฎหมายเพื่อรองรับการดำเนินการ และ (3) ปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ แผนอนุรักษ์พลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศ
3. คณะอนุทำงาน ได้มีการดำเนินการดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 ได้พิจารณาร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พร้อมทั้งได้รับทราบการดำเนินงานด้านการส่งเสริมการวิจัยพัฒนา ได้แก่ การสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน Energy Storage ในการใช้งานในด้านความมั่นคงและภัยพิบัติ ด้านอุตสาหกรรม ด้านพลังงานทดแทนในพื้นที่ห่างไกล และยานยนต์ไฟฟ้า การวิจัยและพัฒนาระบบการบริหารจัดการแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าแบบผสมผสานขนาดเล็กมากและสายจำหน่ายไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล (Micro grid) การวิจัยแบบจำลองทางธุรกิจสำหรับระบบสะสมพลังงาน และการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ระบบกักเก็บพลังงานสำหรับที่อยู่อาศัย ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม เป็นต้น และด้านการสาธิตการนำไปใช้ประโยชน์ ได้นำร่องการใช้งาน Energy Storage ขนาดใหญ่กับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูง การนำร่อง Micro grid ภายในสำนักงานกลาง กฟผ. โครงการ Energy Storage System Pilot Project สำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยปทุมวัน และการพัฒนาอุปกรณ์กักเก็บพลังงานต้นแบบสำหรับรถตุ๊กตุ๊กไฟฟ้า เป็นต้น (2) เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2562 ได้เห็นชอบร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ที่ได้มีการปรับปรุงตามความเห็นของคณะอนุทำงานฯ และให้ สนพ. ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยคณะกรรมการฯ มีรองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งจากภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ ภาคเอกชน และฝ่ายวิชาการ เป็นกรรมการ และผู้อำนวยการ สนพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ คณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ในการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการนำระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ มาใช้ในประเทศและเป็นโอกาสในการส่งเสริมอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ กำหนดเป้าหมาย และจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ รวมถึงปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องและเป็นประโยชน์ต่อการขับเคลื่อนแผนปฏิบัติการให้เป็นรูปธรรมต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2564 ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอ โดยให้ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ ในช่วงปี 2560 - 2564 ในวงเงินปีละ 12,000 ล้านบาท ภายในวงเงิน 60,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุง แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว โดยแบ่งตามสัดส่วนได้ดังนี้ (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพร้อยละ 67 (2) แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 30 และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ ร้อยละ 3 ทั้งนี้ สัดส่วนการจัดสรรเงินของแผนเพิ่มประสิทธิภาพใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงไม่เกินร้อยละ 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2561 (เพิ่มเติม) สนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2562 ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์พลังงาน ซึ่งมี 3 แผน คือ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทนและแผนบริหารทางกลยุทธ์ (2) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี และ (3) กลุ่มงานสนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน
3. ระเบียบคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ว่าด้วยการบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2560 ข้อ 7 ให้มีสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) เป็นสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการ และคณะอนุกรรมการที่คณะกรรมการแต่งตั้ง และมีอำนาจหน้าที่ในการดำเนินงานต่างๆ ในภารกิจที่เกี่ยวกับกองทุนฯ ประกอบกับ ส.กทอ. เป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบจากกระทรวงพลังงานให้บริหารจัดการเงินกองทุนฯ ตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ดังนั้น ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงและจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ใหม่ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 เพื่อเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ โดยได้ศึกษาจากข้อมูลที่เกี่ยวข้องดังต่อไปนี้ (1) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561ที่ได้เห็นชอบให้ปรับลดอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จาก 25 สตางค์ต่อลิตร เป็น 10 สตางค์ต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 ซึ่งจะครบระยะเวลาวันที่ 20 เมษายน 2563 ซึ่งการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ทำให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ขาดเสถียรภาพ ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงกรอบวงเงินการจัดสรรเพื่อให้เงินกองทุนฯ มีเสถียรภาพและได้ทำการขยายระยะเวลาการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ โดยปรับลดกรอบวงเงินในการจัดสรรเป็นปีละ 10,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 50,000 ล้านบาท ในระยะเวลา 5 ปี ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2563 – 2567 (2) แผนพลังงานทดแทนมีสัดส่วนความต้องการในการขับเคลื่อนสูงกว่าแผนเพิ่มประสิทธิภาพ การใช้พลังงาน ตามนโยบายรัฐบาล (3) โครงการในแผนพลังงานทดแทนที่ยื่นขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2562 ที่ผ่านมามีความต้องการสูงกว่าโครงการในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่นปี 2562 (รอบ 2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ขอรับการสนับสนุนร้อยละ 32 แผนพลังงานทดแทนร้อยละ 67 (4) โครงการที่อยู่ในแผนพลังงานทดแทน มีศักยภาพในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สูงกว่าโครงการที่อยู่ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (5) มีหลายภาคส่วนที่มีความต้องการผลิตและใช้พลังงานทดแทนในระดับเชิงพื้นที่ขาดแรงจูงใจในการเข้าถึงเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (6) ปัจจุบันมีเทคโนโลยีด้านพลังงานที่ทันสมัยอีกหลายอย่างที่รอการส่งเสริม เพื่อผลักดันให้เป็นต้นแบบในการขยายผลนำไปสู่การขับเคลื่อนแผนพลังงาน เพื่อให้ทันต่อสถานการณ์ Disruptive Technology ซึ่งกระทรวงพลังงานจะใช้กองทุนฯ เข้าไปส่งเสริมให้เกิดการพัฒนานวัตกรรมใหม่ๆ ให้เกิดผล และ (7) ศักยภาพด้านพลังงานทดแทนมีปริมาณมากเพียงพอที่จะส่งเสริมให้ได้รับการสนับสนุน ในขณะที่การอนุรักษ์พลังงานมีกฎหมายและหน่วยงานที่ใช้บังคับให้มีประสิทธิภาพอยู่แล้ว
4. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ. 2563 – 2567 เพื่อส่งเสริม สนับสนุน ช่วยเหลือ อุดหนุนให้เกิดการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเพิ่มมากขึ้น เป็นไปตามวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนฯ ตามความในมาตรา 25 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ภายใต้กรอบ แผนนโยบาย และข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการจัดสรรเงินกองทุนที่ผ่านมา ดังต่อไปนี้ (1) แผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 – 2579 โดยกำหนดกรอบการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานรายภาคเศรษฐกิจหลัก มีเป้าหมายจะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 หรือลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศลง 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมุ่งเน้นยุทธศาสตร์ส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ทั้งการผลิตไฟฟ้า ผลิตความร้อน และใช้เป็นเชื้อเพลิงชีวภาพของการใช้พลังงานรวมทั้งหมด มีเป้าหมายทำให้สัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากเดิม 24,633 ktoe ในปี พ.ศ. 2564 เพิ่มเป็น 39,389 ktoe ในปี พ.ศ. 2579 คิดเป็นร้อยละ 30 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ (3) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี (4) แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 (5) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย PDP 2018 (6) กระแสการใช้จ่ายเงิน การเก็บเงินเข้ากองทุน (7) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการผลิตและใช้พลังงานตามมาตรการที่เหมาะสม ระดับประเทศในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (NAMA) ตามข้อตกลงร่วมกันที่มีการผูกมัดบางส่วน เป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจก (Partly Legal binding agreement) สู่เป้าหมายที่ ท้าทายและสมดุล (Balanced and Ambitious goal) จากการประชุมรัฐภาคีกรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP 21) (8) ถ้อยแถลงของ นายกรัฐมนตรี ในการประชุมระดับสูงของประมุขของรัฐและหัวหน้ารัฐบาลในระหว่างการประชุม COP 21 ประเทศไทยจะพยายามลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 - 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 จากกรณีปกติ (9) แนวโน้มความสามารถในการใช้จ่ายเงินกองทุน และ (10) แนวโน้มข้อเสนอโครงการที่มีผู้ขอรับการสนับสนุน ส.กทอ. จึงได้จัดทำโครงสร้างและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ไว้ แบ่งเป็น แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ร้อยละ 50 แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 47 และแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ร้อยละ 3ทั้งนี้ สัดส่วนของการจัดสรรเงินของแต่ละแผนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ไม่เกินร้อยละ 10
5. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญพร้อมกับขอขยายเวลาของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ทั้งนี้มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
เรื่องที่ 11 ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหาร และพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย รวมทั้งมีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีหัวหน้า ส่วนราชการต่างๆ เป็นกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 11 คน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนามาตรการทางด้านพลังงาน บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่ กพช. มอบหมาย ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยให้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม
2. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ) ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562 และมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป โดย พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ขึ้น และมีการแบ่งอำนาจและหน้าที่ กบง. ที่เกี่ยวข้อง กับกองทุนน้ำมันฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ข้อ 3 (3) “กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมาย รวมทั้งปฏิบัติงานอื่นตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมายในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และตามกฎหมายว่าด้วยการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” เป็น 2 ส่วน โดยส่วนที่ 1 ถ่ายโอนอำนาจและหน้าที่ไปให้ คบน. ปรากฏใน พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ มาตรา 14 (4) “กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 27 อัตราเงินชดเชยตามมาตรา 29 อัตราเงินคืนจากกองทุนตามมาตรา 31 และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนตามมาตรา ๓๒ โดยอาจกำหนดตามประเภท การใช้ และแหล่งที่มาของน้ำมันเชื้อเพลิง ก็ได้” และส่วนที่ 2อำนาจและหน้าที่ กบง. ปรากฏในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 ข้อ 3 ดังนี้ (1) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่าย ณ โรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร (2) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและค่าการตลาด สำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและอัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง หรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง (4) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก (5) กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ (6) ปฏิบัติหน้าที่อื่นตามคำสั่งนี้ และ (7) ปฏิบัติหน้าที่ตามที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย ดังนั้นเพื่อให้อำนาจและหน้าที่ของ กบง. สอดคล้องกับการปฏิบัติงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ กบง. ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยขอตัดอำนาจและหน้าที่ข้อ 3 (3) ออก
3. เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา กบง. มีภารกิจในการพิจารณาเรื่องนโยบายไฟฟ้าเป็นจำนวนมากจึงเห็นควรให้เพิ่ม เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน อีกตำแหน่งหนึ่ง
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายของ กบง. ภายใต้คำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่คำสั่งนี้ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศ กบง. ตามคำสั่งใหม่ออกบังคับใช้แทน และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 12 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป ต่อมา ปตท. ได้มีข้อเสนอปรับปรุงโครงสร้างการเสนอขายหุ้นของ PTTOR เกี่ยวกับสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน PTTOR และการเสนอขายหุ้นสามัญของ PTTOR ให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ปตท. และได้รายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบ เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ