มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 167)
วันอังคารที่ 25 มิถุนายน 2567
2. การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
3. การต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT)
5. การทบทวนคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2567 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) รับเรื่องมาตรการในการให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ไปดำเนินการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้แล้วเสร็จโดยเร็ว แล้วนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาตามขั้นตอนต่อไป และเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2567 ครม. มีมติให้ พน. เร่งหารือกับสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดมาตรการในเรื่องมาตรการในการอนุญาตและส่งเสริมให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้ากับผู้ผลิตพลังงานสะอาดและพลังงานทดแทนได้โดยตรง (Direct PPA) ให้เหมาะสมและชัดเจนโดยเร็ว แล้วนำเสนอต่อ กพช. ให้ทันการประชุมในคราวต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถพิจารณากำหนดมาตรการดังกล่าวทั้งระบบได้ทันตามกำหนดเวลาข้างต้น ให้พิจารณากำหนดเป็นมาตรการนำร่อง (Sandbox) แล้วนำเสนอ กพช. พิจารณา เพื่อทดลองใช้ดำเนินการเป็นกรณี ๆ ไป ตามความจำเป็นเหมาะสมก่อน ซึ่ง พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาข้อเท็จจริงเกี่ยวกับการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย หรือ Direct PPA รูปแบบต่าง ๆ รวมถึงได้มีการหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อพิจารณาแนวทางการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย (Direct PPA) ที่เหมาะสมสำหรับประเทศไทยในระยะแรก
2. โครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย ปัจจุบันเป็นแบบ Enhanced Single Buyer Model (ESB) หรือการไฟฟ้าเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ตามที่ ครม. เห็นชอบเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 โดยมี กฟผ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้า ส่งไฟฟ้า และเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) รวมถึงรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ในขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายคือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดย กฟผ. จะจำหน่ายไฟฟ้าผ่านระบบส่งไฟฟ้าให้แก่ กฟน. และ กฟภ. เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าภายในพื้นที่รับผิดชอบของการไฟฟ้า นอกจากนี้ กฟผ. ยังจำหน่ายไฟฟ้าบางส่วนโดยตรงให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่บางรายที่ได้รับอนุญาตให้จำหน่ายไฟฟ้าได้ภายใต้กฎหมายที่เกี่ยวข้อง และมีศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator : SO) ทำหน้าที่ในการควบคุม บริหารและกำกับดูแลการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าทั้งของ กฟผ. IPP SPP และที่รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศมีความมั่นคง สมดุล มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ถูกที่สุด โดยมี กพช. เป็นผู้กำหนดนโยบายและแผนด้านพลังงานของประเทศ และมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปตามแนวนโยบายที่กำหนด โดย กกพ. มีอำนาจออกระเบียบ ข้อบังคับ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข เพื่อการกำกับกิจการพลังงานในเรื่องต่าง ๆ ตามที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) กำหนด ซึ่งภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB ภาครัฐสามารถกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ได้ เพื่อดูแลประชาชนทุกพื้นที่ให้มีพลังงานไฟฟ้าใช้อย่างเท่าเทียมและเสมอภาคกัน มีการให้บริการไฟฟ้าสาธารณะ โดยใช้กลไกการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งมีต้นทุนการให้บริการและจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันในแต่ละพื้นที่ และมีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางหรือมีรายได้น้อย โดยให้ส่วนต่างระหว่างรายได้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยกับต้นทุนทางบัญชีให้นับเป็นความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 อีกทั้ง ภาครัฐยังมีอำนาจในการบริหารจัดการและควบคุมสั่งการได้อย่างเด็ดขาด เพื่อควบคุมเสถียรภาพค่าไฟฟ้าของประเทศให้ได้รับผลกระทบน้อยที่สุดในช่วงวิกฤติพลังงาน
3. Direct PPA คือการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงกับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยในต่างประเทศมีรูปแบบ Direct PPA 2 แบบ คือ 1) แบบที่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Physical Delivery PPA) โดยส่งมอบในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้าเอง (On-Site PPA) หรือส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) แบ่งเป็นการส่งมอบไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าที่ดำเนินการเอง (Private Wire PPA) หรือการส่งมอบไฟฟ้าผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า (Bilateral หรือ Trilateral/Sleeved PPA) และ 2) แบบที่ไม่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Virtual/ Financial PPA) ซึ่งจะเป็นลักษณะของสัญญาทางการเงินที่มีการชดเชยส่วนต่างของราคา (Contract for Difference) ระหว่างราคาที่ตกลงกันและราคาซื้อขายไฟฟ้าที่เกิดขึ้นในตลาดซื้อขายไฟฟ้า สัญญานี้จึงถูกใช้เป็นเครื่องมือป้องกันความเสี่ยงจากความผันผวนของราคาไฟฟ้าในตลาดซื้อขายไฟฟ้า สำหรับประเทศไทย ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม ซึ่งประกอบด้วย บริษัทข้ามชาติที่มีการลงทุนและที่สนใจ จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย และบริษัทส่งออกของไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือไฟฟ้าสีเขียวที่สามารถพิสูจน์ได้ว่ามาจากแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนได้ เนื่องจากทั่วโลกเริ่มมีมาตรการส่งเสริมการใช้ไฟฟ้าสะอาดซึ่งเป็นการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (Indirect Emission) อย่างจริงจัง เพื่อผลักดันให้เกิดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน นอกจากนี้ สหภาพยุโรป ยังได้ออกมาตรการปรับคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งจะมีการเก็บภาษีสินค้านำเข้าที่มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาในสหภาพยุโรปตามประเภทสินค้าที่กำหนด ดังนั้นรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ที่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Physical Delivery PPA) ซึ่งเป็นการส่งมอบไฟฟ้าพร้อมกับใบรับรองการผลิตไฟฟ้าสีเขียวของแหล่งผลิตไฟฟ้า (Bundled Renewable Energy Certificates: RECs) จึงสามารถตอบสนองความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยได้มากกว่าแบบที่ไม่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Virtual PPA) ทั้งนี้ สามารถสรุปรายละเอียดกลไกและรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ของประเทศไทย ทั้งในส่วนที่ดำเนินการมาแล้วและที่กำลังอยู่ระหว่างการศึกษา ดังนี้
3.1 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้าเอง (On-Site PPA) เป็นการซื้อขายไฟฟ้าหลังมิเตอร์ (Behind-the-Meter) ที่ไม่มีการส่งไฟฟ้าเข้าสู่ระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ปัจจุบันสามารถดำเนินการได้โดยต้องมีการขอรับอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข ตามที่ กกพ. ประกาศกำหนด ตัวอย่างเช่น Solar Rooftop ในอาคารหรือโรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์-แอมแปร์ ขึ้นไป ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าและใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ส่วนโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ขายไฟฟ้าให้กับโรงงานน้ำตาลต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบจำหน่ายไฟฟ้า และใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เป็นต้น รวมทั้งต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ของการไฟฟ้า เช่น ติดตั้งอุปกรณ์ป้องกันไฟฟ้าไหลย้อนกลับ แต่เนื่องจากการซื้อขายไฟฟ้าแบบ On-Site PPA โดยเฉพาะการติดตั้ง Solar Rooftop ได้รับความนิยมและมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น อย่างรวดเร็ว ทั้งในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ธุรกิจ และภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงมีการรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าควบคู่กันไปเพื่อสำรองไว้ในช่วงที่โรงไฟฟ้าตามสัญญา On-Site PPA ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ภาครัฐจึงต้องทำหน้าที่ในการจัดหาไฟฟ้าให้เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าส่วนนี้และต้องวางแผนการจัดหาไฟฟ้าสำรองไว้ให้ตลอดเวลา ซึ่งอาจส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้นและอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ และควรมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ให้สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม และไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนที่อยู่ในระบบเดิม และมีมาตรการในการเก็บข้อมูลหรือรายงานจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายที่มีการซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้การวางแผนทางด้านพลังงานของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้นและลดความเสี่ยงจากการเกิดไฟฟ้าดับได้
3.2 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านสายส่งไฟฟ้าที่ดำเนินการเอง (Private Wire PPA) เป็นการซื้อขายไฟฟ้าหลังมิเตอร์ (Behind-the-Meter) ที่ไม่มีการส่งไฟฟ้าเข้าสู่ระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ปัจจุบันไม่มีข้อจำกัดทางกฎหมายที่ห้ามไม่ให้เอกชนดำเนินการ โดยต้องมีการขอรับอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ซึ่งหากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กรายใดได้ดำเนินการขอรับใบอนุญาตจาก กกพ. และ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า มีคุณสมบัติตามระเบียบที่ กกพ. กำหนด รวมถึงได้ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาตตามระเบียบดังกล่าวแล้ว กกพ. ย่อมมีอำนาจพิจารณาออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่โรงไฟฟ้าเอกชนได้ ทั้งนี้ การพิจารณาออกใบอนุญาต กกพ. อาจกำหนดเงื่อนไขที่ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อการดำเนินงานระบบจำหน่ายไฟฟ้าของหน่วยงานภาครัฐด้วยก็ได้ ในกรณีมีการก่อสร้างสายส่งหรือสายจำหน่ายไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์ระยะห่างที่ปลอดภัยในการก่อสร้างระบบจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าตั้งแต่สองรายขึ้นไป พ.ศ. 2563 ภายใต้มาตรา 72 และ 75 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยในระบบจำหน่ายไฟฟ้าและรักษาทรัพย์สินของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า และในกรณีที่มีการปักเสาพาดสายผ่านในพื้นที่สาธารณะหรือพื้นที่ของประชาชนจะต้องมีการขออนุญาตจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นหรือขอใช้พื้นที่จากเจ้าของพื้นที่ด้วย ซึ่งการดำเนินการจะต้องไม่ขัดกับกฎหมายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น กฎหมายผังเมือง และกฎหมายสิ่งแวดล้อม เป็นต้น ทั้งนี้ เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้าในกลุ่มนี้มักต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าควบคู่ไปด้วย เพื่อเป็นไฟฟ้าสำรอง เมื่อแหล่งกำเนิดไฟฟ้าตามสัญญา Off-Site Private Wire PPA มีเหตุขัดข้องหรือสภาพอากาศไม่ดีทำให้ ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ดังนั้น ภาครัฐจึงต้องวางแผนการจัดหาไฟฟ้าสำรองไว้ให้ตลอดเวลาและอาจส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้น อีกทั้งปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่รับซื้อจากการไฟฟ้าจะมีความผันผวนมากขึ้น และอาจส่งผลกระทบต่อการวางแผนการจัดหาไฟฟ้าและการบริหารจัดการความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ จึงควรต้องมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ทุกกลุ่มและไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนที่อยู่ในระบบเดิม และควรมีกลไกหรือมาตรการในการเก็บข้อมูลหรือรายงานจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายที่มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะนี้ เพื่อให้การวางแผนทางด้านพลังงานของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้นและลดความเสี่ยงจากการเกิดไฟฟ้าดับได้
3.3 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยมีการไฟฟ้าเป็นตัวกลางในการให้บริการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องรับผิดชอบในการบริหารจัดการการผลิต การส่ง และการรับซื้อไฟฟ้าทั้งหมดด้วยตัวเอง (Trilateral/Sleeved PPA) เช่น อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) เป็นต้น โดยอัตราค่าบริการ UGT เป็นนโยบายที่ภาครัฐกำหนดขึ้นมาเพื่อใช้เป็นกลไกในการตอบสนองและเป็นทางเลือกหนึ่งให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องการซื้อไฟฟ้าสีเขียวพร้อมใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (REC) ในบิลเดียวกัน (Bundled Electricity and REC) โดยที่ภาครัฐเป็นตัวกลางในการจัดหาและรวบรวมไฟฟ้าสีเขียว หรือไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ มาเปิดให้บริการภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ซึ่ง กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การให้บริการและการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) พ.ศ. 2566 สำหรับการให้บริการไฟฟ้าสีเขียว ที่เป็นกิจการสาธารณูปโภคพื้นฐานของรัฐ ภายใต้แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 โดยกำหนดอัตราค่าบริการ UGT เป็น 2 รูปแบบ ดังนี้ 1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวแบบไม่เจาะจงแหล่งที่มา (UGT1) เป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิม ในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรอง REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าในการขอรับบริการ โดย ไม่มีการระบุรายชื่อโรงไฟฟ้าในสัญญาการให้บริการไฟฟ้า (Electricity Supply Agreement: ESA) ที่ผู้ซื้อไฟฟ้าทำกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติบวกกับอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) ที่ครอบคลุมต้นทุนค่าใบรับรอง REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ซึ่งการให้บริการรูปแบบนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยจะสามารถเข้าถึงบริการไฟฟ้าสีเขียวได้ด้วย และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ายังคงเป็นไปตามโครงสร้างปกติของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ภายใต้นโยบายที่กำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันใช้ไฟฟ้าในอัตราเท่ากันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และ 2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว แบบเจาะจงแหล่งที่มา (UGT2) เป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ทั้งของภาครัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและใบรับรอง REC จากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้า ต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ซึ่งเป็นแหล่งที่มาของไฟฟ้าในการขอรับบริการ มีการระบุรายชื่อโรงไฟฟ้าในสัญญา ESA ที่ผู้ซื้อไฟฟ้าทำกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บกำหนดจากต้นทุน การให้บริการพลังงานไฟฟ้าสีเขียวและใบรับรอง REC ของแต่ละกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) รวมถึงองค์ประกอบอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ซึ่งอาศัยหลักการแยกส่วนต้นทุนการให้บริการเป็น 2 ส่วน คือ ต้นทุนส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงรับบริการจากระบบไฟฟ้าเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟฟ้าในระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า และต้นทุนส่วนที่มาจากการใช้บริการกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ที่ผู้ใช้ไฟฟ้าเลือกใช้
3.4 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยไม่มีการไฟฟ้าเป็นตัวกลางในการให้บริการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าต้องมีหน้าที่รับผิดชอบในการแจ้งปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าไปยังผู้ผลิตไฟฟ้าและแจ้งปริมาณไฟฟ้าที่ต้องส่งผ่านสายส่งไฟฟ้าไปยังผู้ให้บริการระบบส่งไฟฟ้าด้วยตนเองโดยไม่ผ่านตัวกลาง จึงเป็นการทำสัญญาสองฝ่ายระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้า (Bilateral PPA) ซึ่งต้องมีการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถเข้ามาใช้หรือเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ได้ด้วย ซึ่ง พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีการเตรียมการเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ระหว่างเอกชนผ่านการขอใช้บริการ TPA ดังนี้ 1) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) ของ กกพ. และเห็นชอบในหลักการให้มีการผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า (Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading) ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยกำหนดให้ใช้อัตราค่าบริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าตามที่ กกพ. กำหนด โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินโครงการ หากแล้วเสร็จจะรายงานผลการดำเนินโครงการและผลการศึกษาเพื่อใช้ประกอบในการพิจารณากำหนดแนวทางการเปิดใช้ TPA ที่เหมาะสมต่อไป 2) กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access) พ.ศ. 2565 (TPA Framework) โดยให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นผู้มีหน้าที่ต้องจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA Code) รวมถึงอัตราค่าบริการ เสนอ กกพ. พิจารณาเห็นชอบ ปัจจุบัน สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาร่าง TPA Code ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ 3) สนพ. ได้มีการศึกษารูปแบบ ขั้นตอน และวิธีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยอาศัยกลไกของตลาดซื้อขายไฟฟ้าและบทบาทของหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการมุ่งไปสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ในอนาคต และได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาแนวทางการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ที่เหมาะสมกับประเทศไทยในระยะแรก เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดและนำผลที่ได้ไปใช้ในการปรับปรุงก่อนพิจารณาขยายผลการดำเนินการในระยะต่อไป
4. ข้อเสนอแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือไฟฟ้าสีเขียว และให้ประเทศมีความพร้อมรองรับและดึงดูดการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งการลงทุนของบริษัทเหล่านี้ล้วนมีความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานสะอาดทั้งสิ้น จึงจำเป็นต้องมีมาตรการหรือกลไกเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA สำหรับ นักลงทุนที่ไม่ต้องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ด้วย UGT โดยการเปิดให้บุคคล ที่สามหรือภาคเอกชนสามารถมีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA เป็นมาตรการของภาครัฐในการเปิดให้ภาคเอกชนสามารถมาขอใช้บริการ TPA เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ซึ่งจะเป็นรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสองฝ่ายระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยส่งไฟฟ้า ผ่านระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA) หรือระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ซึ่งจะต้องเสียค่าบริการ TPA ให้แก่เจ้าของระบบโครงข่ายไฟฟ้าตามที่กำหนดไว้ นอกจากนี้ การเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ถือเป็นเรื่องที่ใหม่สำหรับประเทศไทย จึงต้องมีการศึกษาและพิจารณาอย่างรอบคอบในทุกมิติ โดยในระยะแรกควรเป็นการดำเนินการในระยะทดลองหรือโครงการนำร่องที่มีการจำกัดปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าที่เหมาะสม โดยอาจพิจารณาจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่ที่สร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจของประเทศ และกำหนดขอบเขตการซื้อขายไฟฟ้าที่จำกัดและควบคุมได้ โดยจะต้องเป็นการดำเนินการในรูปแบบของการขายพลังงานไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง และไม่มีการขายพลังงานไฟฟ้ากลับมาให้ภาครัฐ เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดจากการดำเนินการ และนำผลที่ได้จากการประเมินไปใช้ในการปรับปรุงก่อนพิจารณาขยายผลการดำเนินการ ในระยะต่อไป ซึ่งการดำเนินการต่าง ๆ จะกระทบต่อนโยบายที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) นโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ESB หรือการไฟฟ้าเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ตามที่ ครม. เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล ในประเด็น ที่เกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB ซึ่งกำหนดให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการผลิตไฟฟ้า ผู้ส่งไฟฟ้า และเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) โดยส่งกระแสไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งจะกระทบต่อการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ที่ไม่สามารถดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวระหว่างเอกชนได้ เนื่องจากจะขัดกับนโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB และ (2) นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ตามที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งกำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันใช้ไฟฟ้าในอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งจะกระทบต่อการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ที่ไม่สามารถกำหนดอัตราซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน ที่แตกต่างกันได้ เนื่องจากจะขัดกับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนั้น ในการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA จะต้องมีการ ขอยกเว้นหรือผ่อนผันมติ ครม. และ กพช.
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนแบบ Direct PPAผ่านการใช้บริการ TPA ซึ่งอาจพัฒนาเป็นตลาดไฟฟ้าเสรีได้ในอนาคตนั้น ถือเป็นเรื่องที่ใหม่สำหรับประเทศไทย ที่อาจส่งผลกระทบในหลายด้าน โดยเฉพาะเรื่องการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศที่มีผู้ได้รับผลกระทบ ผู้เกี่ยวข้อง และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียหลายฝ่ายหลายองค์กร จึงต้องมีการศึกษาและพิจารณาอย่างรอบคอบในทุกมิติ เพื่อให้ได้แนวทางและนโยบายที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศในปัจจุบันและอนาคต มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชนทั้งประเทศ ทั้งนี้ กลไกเพื่อตอบสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าสีเขียวผ่านข้อเสนออัตราค่าบริการ UGT เป็นมาตรการในระยะแรกที่ภาครัฐได้ดำเนินการใกล้แล้วเสร็จ และสามารถเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ได้ในช่วงเร่งด่วน ในระยะแรกของการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA ควรเป็นการดำเนินการในโครงการนำร่องที่มีการจำกัดปริมาณการซื้อขายไฟฟ้า ที่เหมาะสมและกำหนดขอบเขตการซื้อขายไฟฟ้าที่จำกัดและควบคุมได้ เนื่องจากการดำเนินการต่าง ๆ อาจกระทบต่อนโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศ เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดจากการดำเนินการ เพื่อนำผลที่ได้จากการประเมินไปใช้ในการพิจารณาผลกระทบในทุกด้าน และพิจารณาการดำเนินการในระยะต่อไป ทั้งนี้ การพิจารณากลุ่มเป้าหมายในโครงการนำร่อง อาจให้ความสำคัญกับการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ที่ไม่ต้องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ด้วยอัตราค่าบริการ UGT ซึ่งจะช่วยสนับสนุนให้เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีที่สร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจและสังคมของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) โดยกำหนดปริมาณกรอบเป้าหมายการดำเนินการ Direct PPA ไม่เกิน 2,000 เมกะวัตต์ โดยอนุญาตให้เฉพาะบริษัท Data Center ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามข้อกำหนดจากบริษัทแม่ และต้องเป็นการดำเนินการที่เท่าเทียมกันในทุกประเทศที่ไปลงทุน ซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่และไม่มีการขายไฟฟ้ากลับเข้าสู่ระบบไฟฟ้าของประเทศ
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อขอยกเว้นมติ ครม. เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ที่เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล ในประเด็นที่เกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า Enhanced Single Buyer (ESB) เฉพาะการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA)
3. เห็นชอบให้ยกเว้นมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ในประเด็นที่กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) เฉพาะการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA)
4. มอบหมาย พน. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ร่วมกันจัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ และเงื่อนไข การดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
5. มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จัดทำอัตราค่าบริการการใช้และเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ที่ครอบคลุมค่าบริการต่าง ๆ เช่น 1) ค่าบริการระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) 2) ค่าบริการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Connection Charge) 3) ค่าบริการความมั่นคงระบบไฟฟ้า (System Security Charge หรือ Ancillary Services Charge) 4) ค่าบริการหรือค่าปรับในการปรับสมดุลหรือบริหารปริมาณไฟฟ้า (Imbalance Charge) 5) ค่าใช้จ่ายเชิงนโยบาย (Policy Expenses) และค่าบริการหรือค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศ และสอดรับกับข้อเสนออัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ที่อยู่ระหว่างการดำเนินการด้วย ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
6. มอบหมาย พน. และ กกพ. ศึกษาผลกระทบจากการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ที่มีผลต่อสถานภาพของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และผลกระทบที่มีต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทางด้านประชาชนและอุตสาหกรรม
เรื่องที่ 2 การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อปี 2516 มีการค้นพบก๊าซธรรมชาติเป็นจำนวนมากในอ่าวไทย ทำให้รัฐบาลตัดสินใจดำเนินโครงการพัฒนาก๊าซธรรมชาติขึ้นมาใช้ประโยชน์เพื่อทดแทนการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ และสร้างความมั่นคงทางพลังงานขึ้นภายในประเทศ โดยรัฐบาลได้มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในปัจจุบัน) ดำเนินโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 1 สายประธาน จากแหล่งเอราวัณขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกงและโรงไฟฟ้าพระนครใต้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2524 ซึ่งตั้งแต่ปี 2539 เป็นต้นมา ได้มีการพัฒนาการใช้ประโยชน์จากก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้น คณะรัฐมนตรีจึงได้มีการอนุมัติขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ถึง 3 และแผนโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ปัจจุบันประเทศไทยมีระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมด 5 พื้นที่ (Zone) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) วันที่ 4 สิงหาคม 2564 ดังนี้ พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (รวมท่อของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM)) พื้นที่ 2 ระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่ขนอม พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง ที่จะนะ และพื้นที่ 5 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่น้ำพอง
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นโครงการที่มีความจำเป็นต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ และเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูง เป็นกิจการที่อยู่ในลักษณะของการผูกขาด โดยการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในปัจจุบัน) เป็นผู้ดำเนินการเพียงรายเดียว รัฐบาลจึงมีนโยบายในการกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และเห็นชอบหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
2.1 ก่อนมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (ปี 2535 – 2550) ซึ่งเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2535 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2535 เรื่องสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. โดยอัตราค่าผ่านท่อ เป็นอัตราตามที่ตกลงกันระหว่าง กฟผ. และ ปตท. และให้มีการคิดค่าขนส่งทางท่อ โดยใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะของกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และให้มีหลักเกณฑ์ การกำหนดค่าผ่านท่อที่โปร่งใส จากนั้นวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2539 เรื่องนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล โดยเห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดย กพช. และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในปัจจุบัน) ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2544 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ และหลักการร่างประกาศ กพช. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และมีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติในเรื่องการปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณราคาเนื้อก๊าซเฉลี่ย (Pool) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติโดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม ซึ่งเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีผลบังคับใช้วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้น
2.2 เมื่อพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) ได้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 และเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 พระมหากษัตริย์ได้โปรดเกล้าฯ แต่งตั้ง กกพ. ดังนั้น ในการพิจารณาอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติจะเป็นไปตามขั้นตอนที่ได้บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ครม. มีมติรับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ที่ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ โดยในกรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับอัตราผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติ กพช. ที่เห็นชอบไว้ก่อนหน้า สำหรับผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ โดยจะพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่เพื่อให้ได้อัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมต่อไป และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการตามขั้นตอนของ พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป และเห็นชอบแนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. มีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเห็นชอบการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของ TTM นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วย ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด โดย กกพ. ได้มีการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และอัตราค่าบริการ ส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) มาใช้ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นมา
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูงและมีลักษณะของการผูกขาด โดยมี ปตท. เป็นผู้ดำเนินการเพียงรายเดียว การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และได้จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 เพื่อใช้เป็นหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งที่ผ่านมาการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่หมดอายุการใช้งาน ไม่สะท้อนการดำเนินการที่เกิดขึ้นจริง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมด โดยให้หมายรวมถึงการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตทั้งก่อนและหลังมีพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยมีประเด็นที่ต้องพิจารณาทบทวนสรุปได้ ดังนี้ 1) มูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุการใช้งานใหม่ 2) ค่าใช้จ่ายการดำเนินการและค่าบำรุงรักษา 3) อัตราผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของทุน (Internal Rate of Return on Equity, IRROE) 4) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว 5) สัดส่วนหนี้สินต่อส่วนของเจ้าของ (Debt To Equity) 6) คู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 และ 7) มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559
4. เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติมีความโปร่งใสเป็นธรรม สะท้อนค่าใช้จ่าย ที่เกิดขึ้นจริง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ยกเลิกคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่ง ก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 และให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 เรื่อง การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติที่กำหนดว่า กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติ กพช. ที่เห็นชอบ ไว้ก่อนหน้า ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการตามขั้นตอนที่ได้บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ต่อไป รวมทั้งเห็นควรให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ดังนี้ 1) มูลค่าสินทรัพย์สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ครบอายุการใช้งานตามแผนและมีการขยายอายุการใช้งานใหม่ ให้นำเฉพาะเงินลงทุนของสินทรัพย์ส่วนที่ขยายปรับปรุงหรือทดแทนของสินทรัพย์เดิมในการซ่อมแซมหรือปรับเปลี่ยนอุปกรณ์เพื่อให้สินทรัพย์นั้นอยู่ในสภาพที่พร้อมใช้งานได้ตลอดอายุการใช้งาน มารวมเป็นมูลค่าของสินทรัพย์ได้ (Additional CAPEX) ตามราคาต้นทุน และ 2) หลักเกณฑ์ การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการและค่าบำรุงรักษา ให้พิจารณาค่าใช้จ่ายที่สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดผลตอบแทนการลงทุนในรูปแบบต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ สังคม การลงทุนหรือเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลงไป และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในปัจจุบันและอนาคตของการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามสภาวะตลาดก๊าซธรรมชาติของประเทศ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ.
มติของที่ประชุม
รับทราบข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ มอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปพิจารณาทบทวนในรายละเอียดของข้อเสนอดังกล่าว โดยนำข้อสังเกตของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณา และนำมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในการประชุมคราวต่อไป
เรื่องที่ 3 การต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) รับไปดำเนินการตามแนวทางดังนี้ 1) ประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ 2) โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้อง ขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้ (1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป (2) สำหรับกลุ่มโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ โครงการที่จะเปลี่ยนรูปแบบได้ จะต้องเป็นโครงการที่ยัง ไม่เคยมีการต่ออายุโครงการหรือโครงการที่ไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กับสำนักงาน กกพ. โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม และ (3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กับสำนักงาน กกพ.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้ 1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ 2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 (2) มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้วและปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก และ (3) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วน ที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลในรูปแบบ Adder หากเลือกสิทธิที่จะคงอยู่ ในรูปแบบ Adder หรือปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
3. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2567 วุฒิสภาได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เรื่อง การปรึกษาหารือของสมาชิกวุฒิสภาก่อนเข้าสู่ระเบียบวาระการประชุมวุฒิสภา เกี่ยวกับความเดือดร้อนของประชาชนหรือปัญหาอื่นใดต่อประธานของที่ประชุมก่อนเข้าสู่ระเบียบวาระการประชุมวุฒิสภา เรื่อง การต่ออายุโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล ซึ่งมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติว่าภายหลังที่สิ้นสุดสัญญา ให้สามารถต่ออายุโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลได้ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงประโยชน์ของสาธารณะซึ่งโครงการนี้สามารถพิจารณาได้ว่ามีประโยชน์ต่อสาธารณะหลายด้าน ซึ่งหากโครงการดังกล่าวถูกระงับ โดยไม่ได้รับการต่ออายุ จะทำให้ประเทศสูญเสียมูลค่าทางเศรษฐกิจหลายหมื่นล้านบาท และหากต้องตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ขึ้น ต้องใช้ระยะเวลา 3 ปี ทำให้เสียมูลค่าทางเศรษฐกิจหลายแสนล้านบาท จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล เนื่องจากเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจฐานรากและเศรษฐกิจชุมชน
4. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2567 สมาคมโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียนได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ขอให้พิจารณาต่ออายุสัญญาหรือขยายอายุสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่สิ้นสุดอายุสัญญา เนื่องจากโรงไฟฟ้าชีวมวลแต่ละแห่งยังสามารถผลิตขายกระแสไฟฟ้าได้ ดังนั้นการไม่ต่อหรือขยายอายุสัญญาเป็นการเสียโอกาสในการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้า
5. โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT จำนวนทั้งหมด 121 ราย มีกำลังผลิตติดตั้ง 1,468.1 MW ปริมาณขายตามสัญญารวมทั้งหมด 767.4 MW โดยมีโรงไฟฟ้าที่จะหมดอายุสัญญา พ.ศ. 2567 - 2573 จำนวน 97 ราย กำลังติดตั้ง 1,223.1 MW ปริมาณขายตามสัญญา 619.8 MW และโรงไฟฟ้าที่จะหมดอายุสัญญา พ.ศ. 2574 – 2582 จำนวน 24 ราย กำลังติดตั้ง 245.0 MW ปริมาณขายตามสัญญา 147.6 MW
6. ข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ดังนี้
6.1 หลักการพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT มีการพิจารณาดังนี้ 1) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลต้องเป็นโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ได้มีการเปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 2) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลจะพิจารณาต่ออายุสัญญาตามระยะเวลาที่ถูกปรับลด ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 (ต่ออายุได้ 27 – 56 เดือน) 3) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าวจะต้องไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และ 4) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าวมีเงื่อนไขว่าจะต้องมีศักยภาพระบบไฟฟ้ารองรับการดำเนินการดังกล่าวด้วย
6.2 อัตรารับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT โดยโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ถูกปรับลดอายุสัญญาโครงการลงตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 หากภาครัฐพิจารณาให้ต่ออายุสัญญาโครงการตามจำนวนปีที่ถูกปรับลดลง โครงการดังกล่าวจะสามารถผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเพิ่มได้ โดยไม่ต้องมีการลงทุนเครื่องจักรใหม่ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้มีการผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มาแล้ว แต่ยังไม่ครบอายุโครงการ (20 ปี) ตามอายุมาตรฐานของเครื่องจักร/โรงไฟฟ้า จึงอาจทำให้เครื่องจักรและโรงไฟฟ้ายังอยู่ ในสภาพที่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งหากมีการต่ออายุสัญญาออกไป โรงไฟฟ้าดังกล่าวจะไม่มีความเสี่ยงเรื่องการเงินและการดำเนินธุรกิจเนื่องจากได้รับการคืนทุนเงินลงทุนโครงการและได้รับผลตอบแทนจากการขายไฟฟ้าตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้า FiT ตามที่กำหนดแล้ว ทำให้ภาครัฐสามารถที่จะพิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมที่ทำให้ผู้ประกอบการสามารถดำเนินการได้ และไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ โดยกำหนดสมมติฐานในการพิจารณาการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ดังนี้ 1) ไม่นำต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า (CAPEX) มาพิจารณาประกอบการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับโครงการที่ต่ออายุ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้รับการคืนทุนเงินลงทุนโครงการและได้รับผลตอบแทนจากการขายไฟฟ้าตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ไปแล้ว 2) มีการนำค่าใช้จ่ายการดำเนินการและค่าบำรุงรักษา (O&M) มาพิจารณาประกอบการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับโครงการที่ต่ออายุ ในระดับที่เหมาะสม 3) กำหนดอัตรา FiTv ที่ประมาณ 1.97 บาทต่อหน่วย (อ้างอิงจากประกาศการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สำหรับอัตรา FiTv ของชีวมวล ประจำปี 2567) เพื่อสะท้อนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง โดยให้ใช้อัตรา FiTv คงที่ 1.97 บาทต่อหน่วย สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดตลอดอายุสัญญาที่เหลือ 4) กำหนดค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 70 และ 5) กำหนดระดับผลตอบแทนเทียบกับค่าใช้จ่าย O&M ประมาณร้อยละ 8 ซึ่งจากสมมติฐานดังกล่าวได้นำมากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ในอัตราคงที่ 2.28 บาทต่อหน่วย สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดตลอดอายุสัญญาที่เหลือ
7. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นว่าควรที่จะต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบ Adder เป็น FiT ตามอายุสัญญาโครงการที่ถูกปรับลดลงตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 (ต่ออายุได้ 27 – 56 เดือน) เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบ Adder เป็น FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ถูกปรับลดอายุสัญญาโครงการลง โดยอาศัยหลักการมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (Net Present Value: NPV) ของโครงการ โดย NPV ของรายได้ที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT ต้องเท่ากับ NPV ของรายได้ที่พึงจะได้รับในรูปแบบ Adder จนกว่าจะครบอายุโครงการ 20 ปี อย่างไรก็ตาม โครงการดังกล่าว ยังสามารถผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเพิ่มได้โดยไม่ต้องมีการลงทุนเครื่องจักรใหม่ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้มีการผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มาแล้วแต่ยังไม่ครบอายุโครงการ (20 ปี) จึงอาจทำให้เครื่องจักรและโรงไฟฟ้ายังอยู่ในสภาพที่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กำหนดว่าภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะ เป็นสำคัญ ดังนั้นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการด้วยอัตราที่ถูกลงดังกล่าวจะไม่ก่อให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า และอาจช่วยให้อัตราค่าไฟฟ้าถูกลง อีกทั้งยังก่อให้เกิดประโยชน์ต่อเกษตรกรผู้ปลูกพืชพลังงานอีกด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบให้กรรมสิทธิ์ในใบรับรองการผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) หรือคาร์บอนเครดิต (Carbon Credit) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ที่ได้รับการต่ออายุสัญญา เป็นกรรมสิทธิ์ของการไฟฟ้าในฐานะผู้รับซื้อ หรือภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและ ผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว
2. การจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ดำเนินการสำรวจข้อมูลด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อนำมากำหนดเป็นกลุ่มตัวอย่างและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทำการทดสอบ รวมถึงแนวทางการหา ค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทำการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards: HEPS) ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards: MEPS) ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ จะดำเนินการปรับให้เหมาะสมกับแต่ละผลิตภัณฑ์โดยคำนึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อ ที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป โดยตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึง ปีปัจจุบัน พพ. ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้ HEPS นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และ MEPS นำมาจัดทำเป็น มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่ง สมอ. ประกาศบังคับใช้ต่อไป ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) มีมติรับทราบ ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และมอบหมาย พพ. จัดส่งร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม ตามที่ พพ. เสนอ และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม และเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 กบง. มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช.พิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ ทั้ง 7 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออก และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 2 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 53.6 ถึงร้อยละ 66.5 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.1 ถึงร้อยละ 91.7 และ (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 4 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 59.1 ถึงร้อยละ 69.8 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.7 ถึงร้อยละ 92.6
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตั้งแต่ร้อยละ 21.70 ถึงร้อยละ 31.57
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องดูดควัน ดังนี้ (1) ประเภทระบบท่อดูดอากาศออกสู่ภายนอก (กระโจมกลางห้อง กระโจมติดผนัง มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ (2) ประเภทระบบหมุนเวียนอากาศภายในห้อง (มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 2.5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องเชื่อมไฟฟ้า ดังนี้ (1) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทอาร์ค ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95 (2) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภททิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 83 ถึงร้อยละ 95 และ (3) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทมิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทและขนาดปริมาณน้ำมัน ดังนี้ (1) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ไฟฟ้า ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 8.5 ลิตร และมากกว่า 8.5 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 76 ถึงร้อยละ 87 และร้อยละ 72 ถึงร้อยละ 82 ตามลำดับ และ (2) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 11 ลิตร และมากกว่า 11 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 43 ถึงร้อยละ 50 และร้อยละ 42 ถึงร้อยละ 47 ตามลำดับ
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ ดังนี้ (1) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิต่ำ ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 0.7911 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] ถึง 1.1555 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] และ (2) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิปานกลาง ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 1.3774 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)] ถึง 2.149 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)]
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป ที่จำเพาะแตกต่างไปตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ได้แก่ หลอดแอลอีดีแบบทรงเอ (LED Bulb) หลอดแอลอีดีแบบเอ็มอาร์ (LED MR) หลอดแอลอีดีแบบพาร์ (LED PAR) หลอดแอลอีดีแบบทีแปด (LED T8) ดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบโลว์เบย์และไฮเบย์ (LED Low/High Bay) และดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี แบบสาดแสง (LED Flood Light) โดยกำหนดค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นต่ำสุดที่ 80 ถึง 85 ลูเมนต่อวัตต์ และสูงสุดที่ 120 ถึง 150 ลูเมนต่อวัตต์ จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ ไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 หรือร้อยละ 96 ของประสิทธิศักย์เริ่มต้น จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปที่ 70 หรือ 80 และค่า R9 มากกว่าศูนย์ หรือไม่ระบุ จำเพาะ ตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ
(7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 5 การทบทวนคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ สรุปสาระสำคัญ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ 1. พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 และ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2551 ตามมาตรา 5 กำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ซึ่งมีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 19 คน โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีอำนาจหน้าที่ตามมาตรา 6 คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบาย และแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตาม ดูแล ประสาน สนับสนุนและเร่งรัดการดำเนินการของคณะกรรมการทั้งหลายที่มีอำนาจหน้าที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน เพื่อให้มีการดำเนินการให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และมาตรา 9 กพช. อาจพิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างหนึ่งอย่างใดตามที่ กพช. มอบหมายได้
2. ตั้งแต่ปี 2535 จนถึงปี 2564 ยังคงมีคำสั่งคณะกรรมการที่แต่งตั้งโดย กพช. จำนวนทั้งสิ้น 20 คณะ ได้แก่ (1) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม (2) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (3) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. (4) คณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติ
การประกอบกิจการไฟฟ้า (5) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (6) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (7) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (8) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความปลอดภัย (9) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (10) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
(11) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถแท็กซี่จากการใช้
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (12) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน (13) คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (14) คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (15) คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (16) คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (17) คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (18) คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (19) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ (20) คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า
3. ฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการภายใต้ กพช. (คณะกรรมการฯ) ได้มีการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ แล้ว สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 2 กลุ่ม คือ 3.1 กลุ่มที่ 1 ภารกิจเสร็จสิ้น และ/หรือไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบท
ในปัจจุบัน จำนวน 17 คณะ ได้แก่ (1) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม (2) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (3) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. (4) คณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า (5) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (6) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (7) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (8) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความปลอดภัย (9) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (10) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (11) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถแท็กซี่จากการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (12) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน (13) คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียน (14) คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (15) คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (16) คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และ (17) คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3.2 กลุ่มที่ 2 มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง และ/หรือจำเป็นต้องปรับปรุงองค์ประกอบหรืออำนาจหน้าที่ให้เหมาะสมกับบริบทในปัจจุบัน จำนวน 3 คณะ โดย (1) มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่
คงเดิม จำนวน 2 คณะ คือ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (2) ปรับปรุงอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ จำนวน 1 คณะ คือ คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า
4. เพื่อให้การปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการภายใต้ กพช. เป็นไปอย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรดำเนินการ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ภารกิจเสร็จสิ้น และ/หรือไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ จำนวน 17 คณะ และกลุ่มที่ 2
มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง และ/หรือจำเป็นต้องปรับปรุงองค์ประกอบหรืออำนาจหน้าที่ให้เหมาะสม
กับบริบทในปัจจุบัน ดำเนินการดังนี้ (1) ให้คงเดิมคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 2 คณะ คือ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (2) ให้ยกเลิกและแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ใหม่ จำนวน 1 คณะ คือ คณะกรรมการจัดทำ
แผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้าง
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จำนวน 18 คณะ 2. เห็นชอบให้คงเดิมคณะกรรมการภายใต้ กพช. จำนวน 2 คณะ และให้แต่งตั้งคณะกรรมการภายใต้ กพช. ใหม่ จำนวน 1 คณะ 3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอร่างคำสั่งยกเลิกคณะกรรมการภายใต้ กพช. จำนวน 18 คณะ และร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ต่อประธาน กพช. เพื่อพิจารณาลงนามต่อไป