คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2552)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 8 วันพุธที่ 10 สิงหาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2559 (ครั้งที่ 8)
เมื่อวันพุธที่ 10 สิงหาคม 2559 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานความคืบหน้าการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในอาคาร (Building Energy Code)
4. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558
5. แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ)
6. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย ตามที่กระทรวงพลังงานได้เสนอและมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามแผนในระยะที่ 1 ต่อมากระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยให้สอดคล้องกับแนวทางที่เสนอกับคณะรัฐมนตรีไว้โดยบูรณาการและต่อยอดจากการเตรียมการเกี่ยวกับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าของหน่วยงานต่างๆ ที่ได้ดำเนินการมาแล้ว แบ่งออกเป็น 3 ระยะดังนี้ ระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) มุ่งเน้นการนำร่องการใช้งานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า ระยะที่ 2 การขยายผลการดำเนินงานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและเตรียมความพร้อมสำหรับการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2561-2563) และระยะที่ 3 การขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2564 เป็นต้นไป)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต ทั้งด้านการพัฒนาระบบสาธารณูปโภคพื้นฐาน ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นกับโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าของประเทศ ข้อจำกัดทางข้อกฎหมายต่างๆ การพิจารณานโยบายส่งเสริมเร่งด่วนที่เป็นไปได้ และขับเคลื่อนโครงการนำร่องต่างๆ ซึ่งที่ผ่านมา คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมหารือจำนวน 4 ครั้ง โดยมีการบูรณาการข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ เพื่อกำหนดแนวทางการจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยในปี 2559 จะมีการศึกษาเรื่องต่างๆ ดังนี้ (1) การศึกษาแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนา สถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การศึกษา การจัดการ Load Pattern และมาตรฐานคุณภาพไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปจากการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า และ (3) การศึกษา วิเคราะห์กฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งได้มีการประสาน ติดตามความคืบหน้าการดำเนินโครงการนำร่องการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะและการเตรียมความพร้อมด้านสาธารณูปโภคแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทยตามแผนในระยะที่ 1
3. ความคืบหน้าในการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของหน่วยงานต่างๆ ดังนี้ (1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำโครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมการเรียนรู้ กฟผ. โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และโครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลากเบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การไฟฟ้านครหลวง จัดทำโครงการสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 สถานี ของ ขสมก. เพื่อรองรับโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) (3) ขสมก. จัดทำโครงการจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า จำนวน 200 คัน (4) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จัดทำโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 4 แห่ง เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสุวรรณภูมิ – พัทยา (5) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดทำโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงาน ปตท. สำนักงานใหญ่ – BTS สถานีหมอชิต (6) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำโครงการสนับสนุนการลงทุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า (Charging Station) โดยได้รับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสนับสนุนการลงทุนสำหรับการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า สำหรับหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชน จำนวน 100 สถานี
4. ความคืบหน้าเกี่ยวกับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยของหน่วยงานต่างๆ สรุปได้ดังนี้ (1) กรมธุรกิจพลังงาน จะตรวจสอบมาตรฐานการตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าภายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้ข้อกฎหมายปัจจุบัน (2) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำมาตรฐานของสถานีอัดประจุไฟฟ้า การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า และการออกใบอนุญาตในการจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับภาคขนส่ง (3) สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม กำหนดมาตรฐานของเต้ารับ-เต้าเสียบของรถโดยสารไฟฟ้าและรถยนต์นั่ง (4) สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม ดำเนินมาตรการสนับสนุนการผลิตรถยนต์ที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานไฟฟ้าในประเทศไทย โดยกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการส่งเสริมการผลิตรถยนต์นั่งไฟฟ้า เช่น การยกเว้นอากรนำเข้ารถยนต์นั่งไฟฟ้าสำเร็จรูปแบบมีเงื่อนไข โดยบริษัทที่สนใจลงทุนผลิตจะต้องยื่นแผนการดำเนินงานเป็น Package เป็นต้น (5) สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง พิจารณาการยกเว้นอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขมสก. และสำหรับรถยนต์นั่ง (6) สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ส่งเสริมการลงทุนการผลิตยานยนต์ไฟฟ้า โดยการลงทุนแบบ Package จะได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล 8 ปี ยกเว้นอากรนำเข้า CBU ในปริมาณที่จำกัดและแบบมีเงื่อนไข และยกเว้นอากรนำเข้าชิ้นส่วนหลัก (7) กรมการขนส่งทางบก ดำเนินการเกี่ยวกับการจดทะเบียนรถยนต์ไฟฟ้า โดยจะปรับปรุงประกาศกรมการขนส่งทางบก เรื่อง กำหนดกำลังมอเตอร์ไฟฟ้าที่ใช้ขับเคลื่อนตามกฎหมายว่าด้วยรถยนต์ โดยเพิ่มยานยนต์ไฟฟ้าขนาดเล็กและพิจารณาปรับลดขนาดกำลังมอเตอร์ไฟฟ้าที่ใช้ในการขับเคลื่อนรถยนต์และรถจักรยานยนต์ให้มีความเหมาะสมและสอดคล้องกับมาตรฐานสากล ซึ่งปัจจุบันกรมการขนส่งทางบกรับฟังความเห็นร่างประกาศดังกล่าวแล้วและอยู่ระหว่างการออกประกาศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน มิถุนายน 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,234 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,223 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 55 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ณ ปี 2579 (เป้าหมาย 16,778 เมกะวัตต์ ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,992 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,380 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 157 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,113 เมกะวัตต์ และ (3) โครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 85 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 730 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 จำนวน 200 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้กำหนดแนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในกำหนดเวลา โดยให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน ปี 2556 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ปี 2556 และ ปี 2558 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และหากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง ทั้งนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อน SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นการบอกเลิกสัญญา ทั้งนี้ สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ Solar PV Rooftop ณวั นที่ 30 มิถุนายน 2559 มีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ COD แล้ว จำนวน 6,166 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทบ้านอยู่อาศัย 6,002 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ และประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน 164 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับผู้ที่ ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้พิจารณาโครงการฯ ที่ไม่สามารถ COD ภายในสิ้นเดือน ธันวาคม 2558 โดยหาก COD ภายในเมษายน 2559 ให้รับอัตรา FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย แต่หาก COD หลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้รับอัตรา FiT ลดลงมาอยู่ในอัตราที่ 5.377 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ สถานะโครงการ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 มีโครงการที่ COD แล้ว จำนวน 165 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 971 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA เนื่องจากไม่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ PPA จำนวน 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 15 เมกะวัตต์
4. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) มีความคืบหน้าดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ มีผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ ขณะนี้อยู่ระหว่างเตรียมลงนาม PPA โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) อยู่ระหว่างดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดแล้วเสร็จภายในเดือนสิงหาคม 2559
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กกพ. ได้ออกประกาศฯ รับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านคุณสมบัติรวม 167 ราย ต่อมา กกพ. ได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ และได้จับสลากเพื่อคัดเลือกโครงการ เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือและมีกำหนดที่จะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559
6. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้อออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562 โดยกำหนดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 22 – 28 กันยายน 2559 และจะประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือกวันที่ 28 ตุลาคม 2559 โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนอยู่ระหว่างนำร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff ไปรับความคิดเห็นและข้อเสนอแนะ โดยมีกำหนดประกาศรับซื้อไฟฟ้าภายในเดือนสิงหาคม 2559 ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 7 – 21 ตุลาคม 2559 ประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือกในวันที่ 17 พฤศจิกายน 2559 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายธรรมยศ ศรีช่วย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้ออกกฎกระทรวงในการกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 ซึ่งเหตุผลความจำเป็นในการประกาศใช้กฎกระทรวงดังกล่าว เนื่องจากอาคารเก่าที่ติดตั้งใช้งานอยู่แล้ว ไม่ได้ออกแบบโดยคำนึงถึงการอนุรักษ์พลังงานตั้งแต่ต้น ทำให้การใช้พลังงานเป็นไปอย่างไม่มีประสิทธิภาพ ประกอบกับการปรับปรุงอาคารเก่าที่ใช้งานอยู่มีความยุ่งยาก และบางกรณีไม่คุ้มค่าต่อการลงทุนมาตรการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพอาคารด้านพลังงานในอาคาร (Building Energy Code) เป็นการออกกฏกระทรวงเพื่อกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานกับอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงการใช้งานอาคารที่มีผลเกี่ยวข้องกับการใช้พลังงานในอาคาร ตั้งแต่เริ่มต้นออกแบบอาคาร เพื่อให้อาคารมีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยได้กำหนดให้บังคับกับอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง 9 ประเภทอาคาร ได้แก่ (1) สำนักงาน (2) โรงแรม (3) โรงพยาบาล (4) ศูนย์การค้า (5) โรงมหรสพ (6) สถานบริการ (7) อาคารชุมนุมคน (8) อาคารชุด และ (9) สถานศึกษา ขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารามเมตรขึ้นไป ต้องออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำในระบบต่างๆ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบปรับอากาศ ระบบแสงสว่าง ระบบผลิตน้ำร้อน พลังงานหมุนเวียน เป็นต้น
2. เนื่องจากการบังคับใช้กฎกระทรวงฯ ที่ออกตามความในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ไม่ได้มีขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการอนุญาตแบบ มาตรา 20 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ซึ่งได้ระบุให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาหากเห็นชอบที่จะนำไปบังคับใช้ ให้ถือเสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 ของ พ.ร.บ.ควบคุมอาคาร และให้ผู้บรรดามีอำนาจหน้าที่ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารมีอำนาจหน้าที่ควบคุมดูแลให้การก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าว ดังนั้น ภายหลังที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ส่งกฎกระทรวงฯ ให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาตั้งแต่ปี พ.ศ. 2552 และคณะกรรมการควบคุมอาคาร พิจารณาไม่เห็นชอบที่จะนำไปบังคับใช้ในประเด็นเรื่องเจตนารมณ์ของกฎหมายทั้งสองที่ไม่สอดคล้องกัน การบังคับใช้อาจสร้างภาระให้แก่ผู้ประกอบการ และบทลงโทษกรณีฝ่าฝืนค่อนข้างรุนแรง (ทั้งจำทั้งปรับ) แต่ให้ไปดำเนินการในลักษณะส่งเสริมแบบสมัครใจก่อน เมื่อสังคมมีความพร้อมจะพิจารณาอีกครั้ง
3. คณะกรรมาธิการปฏิรูปด้านพลังงาน สภาปฏิรูปแห่งชาติ คณะกรรมาธิการขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน และสภาขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ (สปท.) ได้ช่วยผลักดันให้เป็นข้อเสนอเชิงนโยบายต่อคณะรัฐมนตรี ผ่านคณะกรรมการประสานงานรวม 3 ฝ่าย เพื่อเร่งนำไปสู่การบังคับใช้ โดยมอบหมายให้ พพ. และกรมโยธาธิการและผังเมือง ไปหารือและกำหนดแนวทางเพื่อให้เกิดการบังคับใช้ ซึ่งกรมโยธาธิการและผังเมือง เห็นชอบหลักการ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2558 ดังนี้ (1) เห็นควรให้มีการบังคับใช้กับอาคารที่มีความพร้อมก่อน และทยอยบังคับใช้กับอาคารทั้ง 9 ประเภท ภายใน 5 ปี โดยมีกรอบการดำเนินงาน ดังนี้ ปีที่ 1-2 บังคับกับอาคารขนาดใหญ่พิเศษและอาคารสูง ขนาดตั้งแต่ 10,000 ตารางเมตร ขึ้นไป ปีที่ 3-4 บังคับกับอาคารทั้ง 9 ประเภท ขนาดตั้งแต่ 5,000 ตารางเมตร ขึ้นไป และปีที่ 5 บังคับกับอาคารทั้ง 9 ประเภท ขนาดตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (2) เห็นควรแก้ไขกฎกระทรวง โดยให้ไปกำหนดข้อมูลทางเทคนิค เกณฑ์ค่าประสิทธิภาพของระบบต่างๆ ไว้ในประกาศกระทรวงฯ แทน เพื่อความสะดวกในการปรับปรุงให้ทันสมัยและสอดคล้องกับเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลง ซึ่ง พพ. จัดทำร่างแก้ไขกฎกระทรวงฯ และประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้อง เสนอคณะกรรมการควบคุมอาคาร และเข้าชี้แจงคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2559 ซึ่งคณะกรรมการฯ มีมติให้ตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นมาเพื่อพิจารณารายละเอียดและความเหมาะสม ทั้งนี้ มีการประชุมคณะอนุกรรมการไปแล้ว 5 ครั้ง ซึ่งผลการประชุมล่าสุด มีมติเห็นชอบการแก้ไขรายละเอียดของร่างกฎกระทรวง และอยู่ระหว่างการพิจารณาแก้ไขรายละเอียดร่างประกาศกระทรวง เมื่อแล้วเสร็จจะเสนอให้คณะกรรมการควบคุมอาคารให้ความเห็นชอบต่อไป
4. แผนงานที่จะดำเนินการต่อไป ดังนี้ (1) พพ. ร่วมกับกรมโยธาธิการและผังเมือง เร่งพิจารณารายละเอียดและแก้ไขร่างประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และดำเนินขั้นตอนยกร่างแก้ไขกฏหมาย คาดว่าจะบังคับใช้ได้ภายในปี 2560 (2) เตรียมความพร้อมเจ้าหน้าที่ผู้อนุญาตแบบก่อสร้าง โดยการฝึกอบรมให้ความรู้แนวทางปฎิบัติการพิจารณาอนุญาตแบบอาคารอนุรักษ์พลังงาน ให้แก่ เจ้าหน้าที่ท้องถิ่นและเจ้าหน้าที่กรมโยธาธิการและผังเมือง ทั่วประเทศ จำนวน 500 คน ในปีงบประมาณ 2560 (3) เตรียมความพร้อมผู้ตรวจรับรองแบบอาคาร โดยการฝึกอบรมและขึ้นทะเบียนผู้ตรวจรับรองแบบอาคารโดยใช้กลไกวิชาชีพเพื่อรองรับการบังคับใช้ที่จะเกิดขึ้นในอนาคตให้ได้อย่างเพียงพอ และ (4) เผยแพร่ ประชาสัมพันธ์ และรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเพื่อสร้างความเข้าใจ รับรู้และเห็นความสำคัญของการออกแบบอาคารอนุรักษ์พลังงานที่จะช่วยลดต้นทุนผู้ประกอบการและสร้างผลกำไรทางธุรกิจ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2559 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2559 และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. สาระสำคัญของผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปีงบประมาณ 2558 สรุปได้ดังนี้ (1) คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2558 ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินที่เน้นเรื่องการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา การฝึกอบรมหลักสูตรระยะสั้นที่เป็นประโยชน์ต่อการปฏิบัติงาน และการให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรม เพื่อเป็นการสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากรที่มีส่วนสำคัญในการผลักดันนโยบายยุทธศาสตร์และภารกิจของหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 16,029,224 บาท ประกอบด้วยทุนการศึกษา และฝึกอบรม 12,665,280 บาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 2,723,944 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท (2) คณะกรรมการกองทุนฯ ได้ทำหน้าที่แทนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งสิ้น 12,832,380 บาท ประกอบด้วยทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ในวงเงิน 11,135,280 บาท สำหรับการศึกษาระดับปริญญาเอกในประเทศ 2 ทุน ปริญญาโทต่างประเทศ 1 ทุน และปริญญาโทในประเทศ 8 ทุน ทุนสำหรับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 3 หลักสูตร ในวงเงิน 1,057,100 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท สำหรับเป็นค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน
3. ประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การศึกษาด้านวิชาการ ทำให้ผู้เข้าศึกษาสามารถนำความรู้ ประสบการณ์ที่ได้รับจากการศึกษาในสาขาวิชาต่าง ๆ มาถ่ายทอดให้แก่ผู้ร่วมงานและนำมาใช้ในการปฏิบัติงานได้ ทำให้การปฏิบัติงานในการให้บริการและตอบสนองความต้องการของประชาชนได้อย่างรวดเร็วและมีคุณภาพ มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น (2) การพัฒนาด้านภาษาต่างประเทศ ทำให้ผู้เข้ารับการฝึกอบรมได้รับการพัฒนาทักษะด้านภาษาต่างๆ ทั้งการฟัง พูด อ่าน เขียน ได้อย่างถูกต้องตามหลักไวยกรณ์และเหมาะสมในสถานการณ์ต่างๆ โดยสามารถนำแนวทางและความรู้ที่ได้รับมาประยุกต์ใช้กับการปฏิบัติงานในหน้าที่ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดต่อองค์กร และยังทำให้ผู้เข้ารับการฝึกอบรมได้เรียนรู้วัฒนธรรม มาตรฐานความเป็นอยู่ วิถีชีวิตต่างๆ มาตรการและแนวนโยบายต่างๆ ของประเทศที่ไปศึกษา และประเทศของเพื่อนต่างชาติ รวมทั้งได้แลกเปลี่ยนข้อมูลและประสบการณ์ระหว่างกัน (3) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา บุคลากรและหน่วยงานสามารถนำความรู้ ความเข้าใจทางวิชาการและทางด้านเทคนิค และประสบการณ์ที่ได้รับกลับมาประยุกต์ใช้ในการปฏิบัติงานได้เกิดประสิทธิภาพอย่างสูงสุด และเป็นประโยชน์ในการนำมาประยุกต์ใช้กับประเทศไทยได้ทั้งในระดับชุมชน ระดับหน่วยงาน และระดับประเทศ
4. รายงานสถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2558 ดังนี้ (1) รายงานแสดงฐานะการเงิน ปี 2558 กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม จำนวน 440,568,889.96 บาท ลดลงจากปี 2557 ที่มีจำนวน 449,500,999.42 บาท เป็นเงิน 8,932,109.46 บาท คิดเป็นร้อยละ 1.99 และมีหนี้สินรวม จำนวน 619,517 บาท เพิ่มขึ้นจากปี 2557 ที่มีจำนวน 86,845.20 บาท เป็นเงิน 532,671.80 บาท คิดเป็นร้อยละ 613.36 (2) รายงานแสดงผลการดำเนินงาน ปี 2558 มีรายได้จากการดำเนินงานทั้งสิ้น 13,963,845.74 บาท ลดลงจากปี 2557 ที่มีจำนวน 19,311,592.27 บาท เป็นเงิน 5,347,746.53 บาท คิดเป็นร้อยละ 27.69 โดยรายได้หลักของกองทุนฯ มาจากดอกเบี้ยเงินฝาก ซึ่งในปี 2558 กองทุนฯ มีรายได้ลดลงจากปี 2557 จำนวน 5,347,746.53 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 27.69 และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานทั้งสิ้น 23,428,625.00 บาท เพิ่มขึ้นจากปี 2557 ที่มีจำนวน 16,561,794.16 บาท เป็นเงิน 6,886,830.84 บาท คิดเป็นร้อยละ 41.46 เนื่องจากรายจ่ายทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพิ่มขึ้น 3,748,062.76 บาท และรายจ่ายการเดินทางเพื่อการศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนาเพิ่มขึ้น 3,137,838.83 บาท (3) ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปี 2558 มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 9,464,781.26 บาท แต่ในภาพรวมกองทุนฯ ยังมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสม จำนวน 87,147,810.94 บาท และมีภาระผูกพันรายจ่ายทุนการศึกษา และรายจ่ายการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 11,067,274.14 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบให้กระทรวงพลังงานไปจัดทำแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตามข้อสั่งการต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาครัฐ ได้มีการประกาศจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา และ อำเภอเมือง จังหวัดหนองคาย โดยส่งเสริมและสนับสนุนการลงทุนในพื้นที่ดังกล่าวในการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน กระทรวงพลังงานจึงได้มีนโยบายพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียนและความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากการดำเนินการดังกล่าวรวมทั้งการเตรียมความพร้อมเพื่อพัฒนาและเชื่อมโยงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานในภูมิภาค สนับสนุนการเป็นศูนย์กลางพลังงานในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน
2. กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้ระดับความสำเร็จของการจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ) เป็นตัวชี้วัดผลการดำเนินการตามนโยบายกระทรวงพลังงานประจำปีงบบัญชี 2558 ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประกอบด้วย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และได้จัดตั้งคณะทำงานจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (คณะทำงานฯ) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2558 ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อร่วมกันจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากนโยบายของภาครัฐ และ สนพ. ได้เสนอแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากผู้บริหารกระทรวงพลังงานแล้ว ต่อคณะอนุกรรมการด้านโครงสร้างพื้นฐานและด่านศุลกากร (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม เป็นประธานฯ) และคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (นายกรัฐมนตรี เป็นประธานฯ) รับทราบแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2559 และ 27 กรกฎาคม 2559 ตามลำดับ ทั้งนี้ เพื่อประกอบการพิจารณาการดำเนินงานด้านโครงสร้างพื้นฐานด้านระบบไฟฟ้าของประเทศในอนาคตต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. ร่วมกับ กฟผ. และ กฟภ. ภายใต้การดำเนินงานของคณะทำงานฯ ได้ร่วมกันวิเคราะห์และวางแผนเพื่อจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) (แผนงานฯ) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ระบบไฟฟ้าสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอและทันต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษดังกล่าว สรุปรายละเอียดแผนการดำเนินงานได้ดังนี้ (1) แผนระบบส่งของ กฟผ. วงเงินรวม 19,415 ล้านบาท (TS.12) เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้าต้นทางแรงสูง 230 กิโลโวลต์ และแผนงานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าระดับแรงดัน 230 กิโลโวลต์ และ 500 กิโลโวลต์ เป็นต้น โดย กฟผ. มีแผนงานที่ได้รับการอนุมัติแล้วตามแผน TS.12 จำนวน 3 พื้นที่ ได้แก่ อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และ อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา วงเงินรวม 15,200 ล้านบาท และร่างแผนฯ ที่ยังไม่อนุมัติ (จังหวัดตาก และจังหวัดมุกดาหาร) วงเงินรวม 4,215 ล้านบาท (2) แผนระบบจำหน่ายของ กฟภ. เพื่อก่อสร้างสถานีไฟฟ้า 115/22-33 กิโลโวลต์ และก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ 22-33 กิโลโวลต์ และ 220/380 กิโลโวลต์ โดยอยู่ระหว่างการขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรีทั้ง 6 พื้นที่ วงเงินรวม 3,140 ล้านบาท ทั้งนี้ ในกรณีที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของฝั่งประเทศเพื่อนบ้านเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต แผนงานฯ ของ กฟผ. และ กฟภ. ดังกล่าวจะสามารถรองรับได้ในบางส่วน และหากไม่เพียงพอ กฟผ. และ กฟภ. พร้อมที่จะจัดทำแผนขยายหรือปรับปรุงระบบส่งให้รองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้นได้ในอนาคต (3) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทนในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษระยะที่ 1 (SEZ1) เพื่อให้สอดรับกับนโยบายส่งเสริมการผลิตและการใช้พลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) โดยเมื่อพิจารณาข้อมูลค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษทั้ง 6 พื้นที่ดังกล่าว และความสามารถของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) ของ กฟผ. ในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น พบว่า จะต้องมีการลงทุนปรับปรุงและก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ร่วมกับการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ 2 พื้นที่ ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และ อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเสนอแนวคิดในการส่งเสริมให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการแผนพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร อำเภอเมือง จังหวัดหนองคาย อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และอำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา
2. เห็นชอบในหลักการแนวทางการลงทุนปรับปรุงและก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค รวมทั้งการส่งเสริมให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และอำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาแผนและรายละเอียดในการเตรียมการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระดับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต
เรื่องที่ 6 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลแห่งราชอาณาจักรไทยกับรัฐบาลแห่งสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เพื่อขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างสองประเทศเป็น 7,000 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 ซึ่งจากบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ตั้งแต่วันที่ลงนามในบันทึกความเข้าใจจนถึงปี 2558 ให้ได้ประมาณ 5,000 เมกะวัตต์ และให้สามารถขยายความร่วมมือเพิ่มเติมต่อไปภายในหรือหลังปีดังกล่าวได้อีกประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งหมดประมาณ 7,000 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายให้แก่ราชอาณาจักรไทย
2. คณะกรรมาธิการว่าด้วยความร่วมมือ (Joint Commission: JC) ไทย-ลาว ในการประชุมครั้งที่ 20 ระหว่างวันที่ 25 - 27 ตุลาคม 2558 ณ จังหวัดเชียงราย ได้หารือในด้านความร่วมมือด้านไฟฟ้าและพลังงาน โดยที่ประชุมรับทราบว่าฝ่ายไทยยินดีที่จะร่วมมือกับ สปป. ลาว ในการพิจารณาการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว เพิ่มขึ้นจากกรอบบันทึกความเข้าใจ 7,000 เมกะวัตต์ โดยคำนึงถึงความเจริญเติบโตทางด้านเศรษฐกิจ ความต้องการไฟฟ้า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และข้อจำกัดด้านระบบส่ง โดยขอให้กระทรวงพลังงานและบ่อแร่แห่ง สปป. ลาว มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานแห่งราชอาณาจักรไทยอย่างเป็นทางการ
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2559 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว เป็น 9,000 เมกะวัตต์ โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้นำหลักการดังกล่าวไปประสานกับคณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าของฝ่าย สปป. ลาว (Coordinating Committee for Development of Electric Power: CDEP) หากสามารถบรรลุข้อสรุปได้จะดำเนินการสู่กระบวนการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าและการลงนามต่อไป
4. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2559 ได้มีการหารือข้อราชการระหว่าง พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์ (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประเทศไทย) กับ H.E. Viraphon Viravong (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว) ซึ่งทั้งสองฝ่ายได้พิจารณาการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าจาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์
5. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าของฝ่าย สปป. ลาว ได้มีหนังสือลงวันที่ 10 พฤษภาคม 2559 ถึงประธานคณะอนุกรรมการฯ ของฝ่ายไทย ขอให้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการซื้อขายไฟฟ้ากับ สปป. ลาว ซึ่งฝ่าย สปป. ลาว ได้เสนอให้มีการเพิ่มปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าจากเดิม 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,000 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่อาจเพิ่มมากขึ้นในอนาคต รวมทั้งเสนอให้มีการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศเป็นแบบ Grid-to-Grid
6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะอนุกรรมฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปเจรจากับฝ่าย สปป. ลาว และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2559 ผู้แทนฝ่ายไทย นำโดยผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พร้อมเจ้าหน้าที่จาก สนพ. และ กฟผ. ได้มีการประชุมหารือในรายละเอียดร่างบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว (MOU) ณ กรุงเวียงจันทน์ สปป. ลาว จนสามารถบรรลุข้อสรุปร่างบันทึกความเข้าใจฯ ร่วมกัน
7. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายกรอบความร่วมมือเพิ่มจากบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ฉบับปัจจุบัน ที่ลงนามเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 จาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองฝ่ายเห็นพ้องกันว่ายังไม่มีความจำเป็นที่จะระบุระยะเวลาของกรอบความร่วมมือฉบับนี้ นอกจากนี้ ทั้งสองประเทศจะสนับสนุนการพัฒนาการเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศเข้าด้วยกัน ก่อนยกระดับสู่การเป็น Regional Power Grid และจะจัดตั้งคณะทำงานเพื่อร่วมกันศึกษาในรายละเอียดทางด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศ (Grid-to-Grid) (2) นอกจากการพัฒนาไฟฟ้าพลังน้ำแล้ว เพื่อประโยชน์ของทั้งสองประเทศ เห็นควรร่วมมือด้านการพัฒนาแหล่งพลังงานไฟฟ้าพลังความร้อน พร้อมทั้งสนับสนุนการพัฒนาระบบส่ง และระบบจำหน่ายใน สปป.ลาว ด้วย (3) เป็นที่ทราบว่าความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าของทั้งสองประเทศมีพื้นฐานความสำเร็จในการดำเนินงานจากโครงการความร่วมมือทางด้านเทคนิค ดังนั้น ทั้งสองประเทศจะมีความร่วมมือในการดำเนินกิจกรรมต่างๆ ร่วมกัน ได้แก่ การพัฒนาบุคลากร การแลกเปลี่ยนประสบการณ์และความรู้ด้านเทคนิค การแลกเปลี่ยนข้อมูล การศึกษาร่วมกัน การอบรมเชิงปฏิบัติการ และการดำเนินกิจกรรมผ่านโครงการต่างๆ ที่ได้ร่วมกันจัดตั้งขึ้นในด้านพลังงานไฟฟ้า
8. เนื่องจาก รัฐบาล สปป. ลาว จะเป็นเจ้าภาพการประชุมสุดยอดผู้นำอาเซียน (ASEAN Summit) ระหว่างวันที่ 4 – 6 กันยายน 2559 สปป. ลาว จึงเสนอที่จะให้มีการลงนามในฉบับ MOU นี้ ในช่วงเวลาดังกล่าวด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว จาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลแห่งราชอาณาจักรไทยกับ สปป. ลาว เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว และเพื่อให้สามารถลงนามได้ในช่วงเวลาการประชุมสุดยอดผู้นำอาเซียน (ASEAN Summit) ระหว่างวันที่ 4 – 6 กันยายน 2559 ตามข้อเสนอจาก สปป. ลาว เห็นชอบให้สามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ทันที โดยเมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้วให้กรมสนธิสัญญาและกฎหมายตรวจสอบ หากไม่มีประเด็นการแก้ไขที่เป็นสาระสำคัญให้กระทรวงพลังงานดำเนินการให้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจดังกล่าวต่อไป โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นจากคณะรัฐมนตรีและ กพช. อีก
ทั้งนี้ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานพิจารณาเรื่องความเหมาะสมของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านให้รอบคอบ รวมทั้งพิจารณาแผนการพัฒนาเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านด้วย และมอบหมายให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและกระทรวงพลังงานไปดำเนินการเจรจาความร่วมมือด้านน้ำกับ สปป. ลาว ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 9(8) ได้กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าไว้ ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี สำหรับปีใดที่มีการก่อสร้างไม่ครบปีให้คำนวณตามสัดส่วนของเดือนในปีนั้น ทั้งนี้ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้าให้จ่ายเงินเข้ากองทุนเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตรา ดังนี้ ก๊าซธรรมชาติ 1.0 สตางค์/หน่วย น้ำมันเตา ดีเซล 1.5 สตางค์/หน่วย ถ่านหิน ลิกไนต์ 2.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียน ประเภท ลม และแสงอาทิตย์ 1.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียน ประเภทพลังงานน้ำ 2.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน และอื่นๆ 1.0 สตางค์/หน่วย โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่องการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 (ประกาศ กกพ.ฯ) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 ส่งผลให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจะต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตั้งแต่การผลิตพลังงานไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2554 เป็นต้นไป
2. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กกพ. เสนอให้ กพช. กำหนดอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุน สำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร และจากพลังงานหมุนเวียนประเภทความร้อนใต้พิภพ และอื่นๆ ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีความเห็นว่าการนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) และควรมีการทบทวนความเหมาะสมการกำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดย กพช. มีมติให้ทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยให้คำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินของกองทุนฯ ที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนรอบโรงไฟฟ้า
3. กกพ. ได้ดำเนินการทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และมีความเห็นว่าการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง คือ การนำพลังงานความร้อนที่ปล่อยทิ้งสู่บรรยากาศหลังจากผ่านกระบวนการผลิตแล้วกลับมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า เช่น กระบวนการผลิตปูนซิเมนต์ จะมีลมร้อนเหลือทิ้งที่อุณหภูมิประมาณ 350 องศาเซลเซียส ลมร้อนดังกล่าวสามารถนำไปใช้ในกระบวนการผลิตไอน้ำที่หม้อน้ำ (Waste Heat Boiler) เพื่อนำไอน้ำที่ได้ไปใช้ในการขับกังหันไอน้ำ (Turbine) เพื่อผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งหากเปรียบเทียบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เห็นได้ว่าทั้งสองประเภทเป็นการใช้ประโยชน์จากวัสดุเหลือใช้เช่นเดียวกัน ดังนั้น การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ลมร้อนทิ้ง ซึ่งเป็นการประกอบกิจการพลังงาน ตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. จึงต้องอยู่ในข่ายที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นด้วย โดย กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า อัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน ตามที่เสนอให้ กพช. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 เป็นอัตราที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นอัตราเดียวกับที่เก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลมและแสงอาทิตย์ และพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ นอกจากนี้ กกพ. มีความเห็นว่าปัจจุบันรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานขยะ ทั้งขยะชุมชนและขยะอุตสาหกรรม ซึ่งในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีเพียงขยะชุมชนยังไม่มีการระบุขยะอุตสาหกรรมไว้ด้วย ดังนั้น จึงเห็นควรเพิ่มเติมให้การผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วย ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้มีการกำหนดไว้แล้ว
4. การทบทวนอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า กกพ. เห็นว่าการนำส่งเงินเข้ากองทุนในอัตราที่ใช้อยู่ในปัจจุบันทำให้ท้องถิ่นที่ตั้งของโรงไฟฟ้ามีรายได้เพื่อมาพัฒนาท้องถิ่นเพิ่มเติมจากงบประมาณที่ได้รับจากทางราชการ ซึ่งมีจำนวนที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับปริมาณและขนาดของกองทุนในแต่ละพื้นที่ โดยสามารถที่จะนำมาต่อยอดในการพัฒนาท้องถิ่นให้มีความเจริญเพิ่มขึ้นได้ และนำมาดำเนินโครงการขนาดใหญ่เพื่อการพัฒนาชุมชนที่ยั่งยืนต่อไปได้ ทั้งนี้ การเก็บเงินเข้ากองทุนตามอัตราที่เป็นอยู่ปัจจุบันสามารถสนองตอบต่อการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้าและทำให้ประชาชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้ามีทัศนคติที่ดีในการที่มีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ในท้องถิ่นของตนได้ในระดับหนึ่งแล้ว และการปรับปรุงอัตราไม่ว่าจะลดอัตราหรือเพิ่มอัตราจะส่งผลต่อพื้นที่ที่ได้รับเงินกองทุนหรือส่งผลกับค่าไฟฟ้าที่ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระ จึงเห็นควรคงอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนไว้ตามอัตราที่เก็บอยู่ในปัจจุบัน นอกจากนี้ กกพ. ได้ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97(3) และสำรวจสอบถามทัศนคติของชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าต่อการดำเนินงานกองทุนฯ และโรงไฟฟ้า พบว่าชุมชนเห็นด้วยว่าหากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าร่วมมือกับโรงไฟฟ้าจะสามารถพัฒนาชุมชนได้มากขึ้น และยินดีเข้าร่วมกิจกรรมของกองทุนและโรงไฟฟ้า โดยเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าจะช่วยพัฒนาชุมชน และทำให้โรงไฟฟ้าสามารถอยู่ร่วมกับชุมชุนอย่างเป็นมิตร คนมีงานทำ และมีข้อเสนอแนะว่าโรงไฟฟ้าควรเป็นโรงไฟฟ้าสีเขียว โดยมีความรับผิดชอบต่อสังคมและสิ่งแวดล้อมขององค์กร (CSR) ร่วมกับชุมชน และเข้าหาชุมชนเพื่อลดความขัดแย้ง
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่าการกำหนดอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ที่ 1 สตางค์ต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือนมีความเหมาะสม เนื่องจากผู้ประกอบการมีการขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในอัตรา Feed in Tariff และอัตราดังกล่าวเทียบเคียงได้กับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ลม แสงอาทิตย์ ก๊าซชีวภาพ และขยะชุมชน เป็นต้น แต่สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นส่วนใหญ่ ซึ่งถือเป็นการอนุรักษ์พลังงานที่สำคัญ เป็นไปตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ทำให้ลดภาระการผลิตไฟฟ้าของประเทศและลดการใช้เชื้อเพลิง ในขณะเดียวกัน การผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งยังช่วยลดปัญหามลภาวะของโรงงานอุตสาหกรรมลง ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ที่เห็นว่าการนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า ควรให้ กกพ. ทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม
2. เห็นชอบอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
3. เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้นำผลการทบทวนกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 มีมติเห็นชอบ 6 มาตรการ 6 เดือนฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน ซึ่งมีมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือนโดยภาครัฐจะลดภาระค่าใช้จ่าย ใน 2 กรณี คือ (1) หากใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วยต่อเดือน ภาครัฐจะรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งหมด และ (2) กรณีใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 80 หน่วยต่อเดือน แต่ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ภาครัฐจะรับภาระค่าใช้จ่ายให้ครึ่งหนึ่งของค่าไฟฟ้าทั้งหมด ซึ่งการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้เตรียมการรองรับมาตรการดังกล่าว โดยในส่วนของการออกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าสำหรับที่อยู่อาศัยและอาคารชุดที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วยต่อเดือนจะแสดงรายการตามปกติที่มีภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) รวมอยู่ด้วยและระบุว่า “รัฐบาลรับภาระ” กรณีที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วย แต่ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน จะแสดงรายการตามปกติที่มีภาษีมูลค่าเพิ่มแต่ระบุว่า “รัฐบาลรับภาระครึ่งหนึ่ง”
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทยและมอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามรายละเอียดของแผนปฏิบัติการฯ โดยในส่วนของการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน ให้ทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร และเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่ให้การทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร ดำเนินการโดยใช้กลไกของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 97(1) ที่กำหนดให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าทำหน้าที่ในการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี หมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยประเภท 1.1 ซึ่งติดมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป และต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 เสนอให้ปรับปรุงมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนเป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน
3. การใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยเป็นผลให้ภาระค่าบริการไฟฟ้า (เฉพาะค่าไฟฟ้าและค่าบริการ) ในส่วนที่ไม่เกิน 90 หรือ 50 หน่วยต่อเดือน แล้วแต่กรณี ไม่ตกเป็นภาระของผู้ให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้มีรายได้น้อย แต่ในส่วนภาษีมูลค่าเพิ่ม กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าไม่สามารถใช้ในการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าผู้ที่ด้อยโอกาสได้ เนื่องจากภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นส่วนที่ผู้ซื้อสินค้าหรือผู้รับบริการต้องเป็นผู้จ่ายตามมาตรา 82/4 แห่งประมวลรัษฎากร ที่กำหนดให้ผู้ขายสินค้าหรือผู้ให้บริการเรียกเก็บจากผู้ซื้อหรือผู้รับบริการเพื่อนำส่งกรมสรรพากร ดังนั้น ภาษีมูลค่าเพิ่มจึงไม่ใช่ส่วนที่ผู้ให้บริการไฟฟ้าให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสที่จะใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามาชดเชยและอุดหนุนได้ เป็นผลให้ยังมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผู้ให้บริการไฟฟ้ายังไม่ได้เรียกเก็บแต่นำเงินส่งให้แก่กรมสรรพากรแล้วตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ถึงสิ้นเดือนพฤษภาคม 2559 เป็นเงิน 1,654.91 ล้านบาท และจะเพิ่มขึ้นทุกๆ เดือน
4. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐบาล ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และให้มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประสานกับกรมสรรพากรรวมทั้งพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมา เพื่อมิให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ทั้งนี้ จากการดำเนินนโยบายช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยของรัฐบาลนับแต่ปี 2551 เป็นต้นมา มีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มของผู้ให้บริการไฟฟ้าที่ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้ (1) ช่วงการดำเนินนโยบายในระยะแรกตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2551 ถึงเดือนมิถุนายน 2554 รัฐบาลรับภาระค่าไฟฟ้าและภาษีมูลค่าเพิ่มทั้งหมดโดยผู้ให้บริการได้รับงบประมาณจากรัฐบาลในการชดเชยค่าไฟฟ้า ค่าบริการและภาษีมูลค่าเพิ่มทั้งจำนวน จึงไม่มีภาระภาษีค้างอยู่แต่อย่างใด (2) ช่วงตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนกว่าจะแก้ไขปัญหานี้เสร็จ ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มจะเกิดและสะสมเพิ่มขึ้นทุกๆ เดือนที่ กฟน. และ กฟภ. นำส่งภาษีมูลค่าเพิ่มต่อกรมสรรพากร ปัจจุบันมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ถึงพฤษภาคม 2559 จำนวน 1,654.91 ล้านบาท (กฟน. 51.15 ล้านบาท และ กฟภ. 1,603.76 ล้านบาท)
5. สืบเนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ที่ให้ความเห็นชอบการยกเว้นมูลค่าเพิ่มของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยให้ กกพ. ประสานกรมสรรพากรในการดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ กกพ. ได้ประสานงานกับกรมสรรพากรและได้รับแจ้งว่า (1) การขอยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มทำได้โดยการใช้อำนาจตามมาตรา 81 (น) แห่งประมวลรัษฎากร ออกเป็นพระราชกฤษฎีกา (2) การยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มในกรณีดังกล่าว จะเป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ประกอบการในกรณีที่ผู้ประกอบการดังกล่าวอยู่ในระบบภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่แล้ว เนื่องจากผู้ประกอบการจะมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มในด้านซื้อบางส่วนที่ไม่สามารถนำมาคำนวณหักจากภาษีมูลค่าเพิ่มที่เกิดขึ้นในด้านขายได้ทั้งนี้ กรมสรรพากรได้แนะนำเพิ่มเติมว่า การแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มในการดำเนินนโยบายช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยตามนโยบายรัฐบาล อธิบดีกรมสรรพากรมีอำนาจตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ในการกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ด้อยโอกาสเป็นค่าตอบแทนที่มีลักษณะและเงื่อนไขตามที่อธิบดีกรมสรรพากรกำหนดโดยอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี ซึ่งจะส่งผลให้ผู้ให้บริการไฟฟ้าไม่ต้องเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากผู้ใช้ไฟฟ้าและไม่ต้องนำส่งภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่กรมสรรพากร ซึ่ง กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าการใช้อำนาจอธิบดีกรมสรรพากรโดยอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ตามแนวทางของกรมสรรพากรข้างต้นจะเป็นการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการดำเนินมาตรการนี้อย่างเป็นรูปธรรมและไม่ก่อภาระให้แก่ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ให้บริการไฟฟ้าตามแนวทางของ กพช. จึงเห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ โดยให้มีผลสำหรับการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตั้งแต่เดือนในเดือนตุลาคม 2559 เพื่อให้กรมสรรพากรมีเวลาในการออกประกาศกรมสรรพากรตามนัยมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ต่อไป
6. เพื่อไม่ให้ภาษีมูลค่าเพิ่มตกเป็นภาระแก่ผู้ให้บริการ (กฟน. และ กฟภ.) กกพ. ได้พิจารณาแนวทางในการบรรเทาภาระดังกล่าวไว้ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 พิจารณาให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวรวมอยู่ในอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมาตรา 67 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในรอบต่อไปในปี 2560-2563 หรือพิจารณาให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่ส่งผ่านในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในการปรับค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2560 ซึ่ง กกพ. เห็นว่า แม้การดำเนินการดังกล่าวข้างต้นจะทำได้ตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายแต่ในแง่ผลกระทบจะมีจำนวนมาก เนื่องจากจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นและผู้ได้รับผลกระทบคือผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมด แนวทางที่ 2 การใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่ง กกพ. มีความเห็นว่า แม้มาตรา 97(1) แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ จะกำหนดให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าใช้จ่ายเงินเพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส แต่เนื่องจากมาตรา 82/4 แห่งประมวลรัษฎากรกำหนดให้ผู้ขายสินค้าหรือให้บริการเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากผู้ซื้อหรือผู้รับบริการ ดังนั้น ภาษีมูลค่าเพิ่มจึงเป็นส่วนที่ผู้ซื้อหรือผู้รับบริการต้องรับภาระตามกฎหมาย กฟน. หรือ กฟภ. ไม่ใช่ผู้รับภาระในส่วนนี้ จึงไม่สามารถใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าชดเชยส่วนของภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ได้ และแนวทางที่ 3 ขออนุมัติงบประมาณเพื่อชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ซึ่ง กกพ. มีความเห็นว่าแนวทางนี้แม้รัฐบาลจะมีภาระในการจัดสรรงบประมาณให้แก่ กฟน. และ กฟภ. แต่จะสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐบาลในการดำเนินมาตรการนี้ตั้งแต่แรกเริ่ม และจะใช้งบประมาณเพื่อแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่เกิดขึ้นในช่วงกรกฎาคม 2554 ถึงกันยายน 2559 เท่านั้น ช่วงต่อจากนั้นจะไม่มีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มเกิดขึ้นอีก ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาเสนอคณะรัฐมนตรีในการจัดสรรงบประมาณชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ตามจำนวนที่ได้นำส่งกรมสรรพากรไปจริงในช่วงกรกฎาคม 2554 ถึงกันยายน 2559
7. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) การกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการ (ค่าไฟฟ้าและค่าบริการ) แก่ผู้ด้อยโอกาสเป็นค่าตอบแทนที่มีลักษณะเงื่อนไขไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี ตามที่อธิบดีกรมสรรพากรกำหนด อนุมัติโดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากรตามแนวทางของกรมสรรพากรเสนอจะช่วยลดภาระภาษีมูลค่าเพิ่มของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจากนโยบายค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยลงได้ ตามข้อเสนอของ กกพ. (2) สำหรับภาษีมูลค่าเพิ่มที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้จ่ายให้กรมสรรพากรไปแล้วตั้งแต่ช่วงเดือน กรกฎาคม 2554 – กันยายน 2559 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อย (ผู้ด้อยโอกาส) เป็นนโยบายของรัฐบาล การกำหนดให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวรวมอยู่ในอัตราค่าบริการไฟฟ้าในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2560 – 2562 หรือส่งผ่านค่า Ft จะเกิดผลกระทบและเพิ่มภาระค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ และภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวเป็นของผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งเป็นผู้มีรายได้น้อย โดยมิใช่ภาระของผู้ประกอบการไฟฟ้า ทำให้ไม่สามารถใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 97(1) เพื่อจ่ายชดเชยได้ ดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ดำเนินการขออนุมัติงบประมาณเพื่อชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามที่ กกพ. เสนอ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ด้อยโอกาส ไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร สำหรับการเก็บค่าไฟฟ้าตั้งแต่เดือนตุลาคม 2559 เป็นต้นไป เพื่อให้กรมสรรพากรดำเนินการออกประกาศกรมสรรพากรในเรื่องนี้ต่อไป
2. เห็นชอบแนวทางในการให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนำภาระภาษีมูลค่าเพิ่มจากการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ตามจำนวนที่ได้นำส่งกรมสรรพากรไปจริง มาหักลดรายได้นำส่งคลังในปีต่อๆ ไป โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ กระทรวงการคลัง และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย หารือร่วมกันในแนวทางปฏิบัติดังกล่าว ทั้งนี้ให้ถือว่าภาระภาษีดังกล่าวมิได้เป็นผลมาจากการปฏิบัติงานจึงให้นำกลับมารวมในการพิจารณาจัดสรรโบนัสให้กับพนักงานด้วยความเป็นธรรม
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มจากมาตรการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ประกาศ กพช.) เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2553 ลงวันที่ 27 สิงหาคม 2553 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กองทุนอนุรักษ์ฯ) สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กระทรวงพลังงานประกาศกำหนด จำนวน 6 ประเภท ดังนี้ (1) น้ำมันเบนซิน 0.2500 บาท/ลิตร (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 0.2500 บาท/ลิตร (3) น้ำมันก๊าด 0.0700 บาท/ลิตร (4) น้ำมันดีเซล 0.2500 บาท/ลิตร (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 0.2500 บาท/ลิตร และ (6) น้ำมันเตา 0.0700 บาท/ลิตร โดยให้ยกเว้นน้ำมันเบนซินที่จะนำมาผสมเอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลที่จะนำมาผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันเพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
2. การดำเนินงานตามประกาศ กพช. เกิดปัญหาในทางปฏิบัติ ดังนี้ (1) การส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อน เนื่องจากเมื่อผู้ค้านำเข้าน้ำมันเตาได้ส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ แก่กรมศุลกากรแล้วในอัตรา 0.0700 บาท/ลิตร และเมื่อนำมาผสมสารเติมแต่งและน้ำมันดีเซลเพื่อให้มีคุณภาพดีขึ้น ผู้ค้าต้องส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีกครั้ง ในอัตราเดิมตามปริมาณน้ำมันทั้งหมดให้แก่กรมสรรพสามิต (2) ประกาศ กพช. กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กระทรวงพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งในทางปฏิบัติกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมัน เนื่องจาก ธพ. ได้มีประกาศลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2556 เรื่องกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2556 (ประกาศ ธพ.) ซึ่งกำหนดให้น้ำมันดีเซลแบ่งเป็น 2 ประเภท คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ดังนั้น ประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ กพช. จึงไม่สอดคล้องกับประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ ธพ. (3) ประกาศ ธพ. ได้กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลไว้ ดังนี้ ข้อ 6 ภายใต้บังคับของข้อ 7 ลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลให้เป็นไปตามรายละเอียดแนบท้ายประกาศนี้ และข้อ 7 ลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลที่ผู้ค้าน้ำมันจำหน่ายหรือมีไว้เพื่อจำหน่ายดังต่อไปนี้จะไม่เป็นไปตามที่กำหนดในรายละเอียดแนบท้ายประกาศนี้ก็ได้ แต่ผู้ค้าน้ำมันต้องแจ้งลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดังกล่าวเฉพาะส่วนที่ไม่เป็นไปตามที่กำหนดในรายละเอียดแนบท้าย เพื่อขอความเห็นชอบและต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อน ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 18 พ.ศ. 2559 สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่ ธพ. ประกาศกำหนด ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่มีลักษณะตามข้อ 6 และข้อ7 ของประกาศ ธพ. ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ขณะที่ประกาศ กพช. ยังมิได้กำหนดให้น้ำมันดีเซลที่มีลักษณะตามข้อ 7 ของประกาศ ธพ. ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้การส่งเงินทั้งสองกองทุนมีความแตกต่างกัน
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้เสนอแนวทางแก้ไข ดังนี้ (1) กรณีการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับปรุงประกาศ กพช. ให้น้ำมันเตาที่มีการผลิตใหม่ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เฉพาะส่วนที่ยังไม่ได้นำส่ง ซึ่งจะสอดคล้องกับแนวทางการนำส่งเงินของน้ำมันเบนซินที่นำมาผสมเอทานอลและน้ำมันดีเซลที่นำมาผสมไบโอดีเซล และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณาแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) กรณีประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. ไม่สอดคล้องกับประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ ธพ. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ปรับปรุงประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. จากเดิมน้ำมันดีเซล เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนช้า (3) กรณีการส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กรณีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อนด้วย เพื่อให้การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนอนุรักษ์ฯ เป็นไปในแนวทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางแก้ไขที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ดังนี้
1.1 เห็นชอบการปรับปรุงประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2553 ลงวันที่ 27 สิงหาคม 2553 (ประกาศ กพช.) ให้น้ำมันเตาที่มีการผลิตใหม่ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเฉพาะส่วนที่ยังไม่ได้นำส่ง และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณาแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป
1.2 เห็นชอบการปรับปรุงประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. ให้ตรงกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2556 ลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2556 ดังนี้
1.3 เห็นชอบให้มีการนำส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อนด้วย
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. .... และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประกาศให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อนของน้ำมันเตา
กพช. ครั้งที่ 7 วันศุกร์ที่ 30 พฤษภาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2559 (ครั้งที่ 7)
เมื่อวันศุกร์ที่ 30 พฤษภาคม 2559 เวลา 09.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล
5. รายงานผลความคืบหน้าคดีสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21
6. แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566
7. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG)
9. แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันประเทศไทยมีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านใน 2 รูปแบบ ได้แก่ รูปแบบที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการที่พัฒนาขึ้นในประเทศเพื่อนบ้าน ภายใต้กรอบบันทึกความเข้าใจ ความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งเชื่อมโยงระหว่างประเทศ (MOU) ได้แก่ (1) สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จำนวน 7,000 เมกะวัตต์ โดยจะรับซื้อจนครบปริมาณโดยไม่กำหนดเวลา MOU
(2) สาธารณรัฐประชาชนจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ MOU มีอายุถึงปี 2560 (3) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ไม่ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้า MOU มีอายุถึงปี 2563 และ (4) ราชอาณาจักรกัมพูชา ไม่ได้ระบุจำนวนที่จะซื้อขายไฟฟ้าและไม่ระบุเวลา MOU รวมถึงความร่วมมือในการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้ากับมาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์ และรูปแบบที่ 2 การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลังระหว่างสองประเทศ (Grid to Grid) ที่ปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง
(1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) การขายไฟฟ้าให้กับประเทศเพื่อนบ้านบริเวณชายแดนโดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ (3) การขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์
2. สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (1) การซื้อขายไฟฟ้าภายใต้ MOU ปัจจุบันมีโครงการที่ได้ตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้พัฒนาโครงการ กำลังผลิตรวม 5,421 เมกะวัตต์ โดยเป็นโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ใน สปป. ลาว ทั้งหมด รวมกำลังผลิต 3,578 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง ใน สปป. ลาว ทั้งหมด รวมกำลังผลิต 1,843 เมกะวัตต์ และ (2) การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลังระหว่างสองประเทศ (Grid to Grid) ปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ ฟฟล. ซึ่งเป็นการซื้อขายแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-Firm ผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จำนวน 5 จุด การขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงวัฒนานครของ กฟผ. เข้าไปยังเมืองบันเตียนเมียนเจย (ศรีโสภณ) พระตะบอง และเสียมราฐ และการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าของ กฟภ. จากการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณหมู่บ้านที่ใกล้กับเขตชายแดนของประเทศไทยที่ระดับแรงดัน 22 กิโลโวลต์ โดยสถานภาพ ณ ไตรมาสที่ 4 ปี 2558 มีจำนวนจุดซื้อขายไฟฟ้าทั้งสิ้น 21 จุด แบ่งเป็น สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ จำนวน 6 จุด สปป.ลาว จำนวน 6 จุด และราชอาณาจักรกัมพูชา จำนวน 9 จุด มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดตามสัญญารวมทั้งสิ้น 114,479 กิโลวัตต์ และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 40.81 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง
3. โครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจาการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) สปป.ลาว กำลังการผลิตรวม 1,318 เมกะวัตต์ ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 กำลังผลิต 520 เมกะวัตต์ และโครงการปากเบ่ง กำลังการผลิต 798 เมกะวัตต์ (2) ราชอาณาจักรกัมพูชา กำลังการผลิตรวม 4,200 เมะวัตต์ ได้แก่ โครงการเกาะกงของบริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิต 1,800 เมกะวัตต์ และโครงการเกาะกงของบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด กำลังการผลิต 2,400 เมกะวัตต์ (3) สาธารณรัฐประชาชนจีน เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2556 กฟผ. และบริษัท China Southern Power Grid (CSG) ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจเกี่ยวกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีน และได้มีการเจรจาหารือกันหลายครั้ง แต่เนื่องจากยังมีประเด็นคงค้างที่ยังไม่สามารถตกลงกันได้ในเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและกำหนดจ่ายไฟฟ้า จึงให้พักการเจรจาไว้จนกระทั่งถึงเวลาที่เหมาะสม ต่อมาเมื่อวันที่ 14 มกราคม 2559 CSG ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานและ กฟผ. เพื่อขอกลับมาเริ่มศึกษาแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีนมาไทย ในประเด็นคงค้างภายใต้กรอบ MOU และได้มอบหมายให้บริษัท Yunnan International Company (YNIC) รับหน้าที่ศึกษาแผนการรับซื้อไฟฟ้าต่อไป นอกจากนี้ยังได้แจ้งว่าบริษัท YNIC ได้ลงนามในข้อตกลงร่วมกับบริษัท Phongsubthavy Group (PSTG) ซึ่งได้รับสิทธิในการพัฒนาระบบส่งที่อยู่ในฝั่งลาว โดย YNIC และ PSTG มีความประสงค์ในการร่วมหารือและเจรจากับ กฟผ. เกี่ยวกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีนมาไทย
4. โครงการที่มีศักยภาพ ดังนี้ (1) สปป.ลาว กำลังการผลิตรวม 1,305 เมกะวัตต์ ได้แก่ โครงการเซนาคาม กำลังผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการเซกอง 4 กำลังผลิต 240 เมกะวัตต์ โครงการเซกอง 5 กำลังผลิต 330 เมกะวัตต์ และโครงการน้ำกง 1 กำลังผลิต 75 เมกะวัตต์ (2) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ได้แก่ โครงการมายตง (พลังน้ำ) กำลังผลิต 6,300 เมกะวัตต์ โครงการมายกก (ลิกไนต์) กำลังผลิต 390 เมกะวัตต์ โครงการเชียงตุง (ลิกไนต์) กำลังผลิต 200-600 เมกะวัตต์ โครงการทะนินทะยี (พลังน้ำ) กำลังผลิต 600 เมกะวัตต์ และโครงการมะริด (ถ่านหินนำเข้า) กำลังผลิต 1,200-2,000 เมกะวัตต์ (3) ราชอาณาจักรกัมพูชา โครงการสตึงมนัม กำลังผลิต 94 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนเมษายน 2559 มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 10,506 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 9,041 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 54 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ณ ปี 2579 (เป้าหมาย 16,778 เมกะวัตต์ ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว รวม 6,009 เมกะวัตต์ และ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 2,372 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 660 รวม 3,032 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 จำนวน 200 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วจำนวน 2 รอบ คือ รอบปี 2556 และรอบปี 2558 รวม 9,450 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง ประมาณ 160 เมกะวัตต์ โดยแบ่งเป็นกลุ่มบ้านอยู่อาศัย จำนวน 73 เมกะวัตต์ และกลุ่มประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน จำนวน 87 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม (ค้างท่อ) รวมทั้งสิ้น 170 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 985 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมีโครงการที่ COD แล้ว จำนวน 157 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 929 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA จำนวน 13 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 56 เมกะวัตต์
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff โดยเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา และจังหวัดนราธิวาส) และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) และได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) แล้วเสร็จ โดยมีผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ปัจจุบันยังอยู่ระหว่างดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนสิงหาคม 2559
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าฯ และได้มีการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 รวมทั้งสิ้น 167 ราย รวมทั้งได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าฯ และเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้จับสลากคัดเลือกโครงการ และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิ เข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. บริษัทซึ่งประกอบกิจการโรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 12 บริษัท ประกอบด้วย (1) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 (2) บริษัท เอเวอร์กรีน พลัส จำกัด (3) บริษัท แอ๊ดวานซ์ เอเชีย เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (4) บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (5) บริษัท แอ๊ดวานซ์ ไบโอ เอเชีย จำกัด (6) บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (7) บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (8) บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (9) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (10) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (11) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด และ (12) บริษัท บัวสมหมายผลิตไฟฟ้า จำกัด ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และกระทรวงพลังงาน ต่อศาลปกครองกลาง กรณีเกี่ยวกับมติของ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และประกาศของ กกพ. ฉบับลงวันที่ 11 มิถุนายน 2558 เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น Feed –in Tariff (FiT) พ.ศ. 2558 ว่าเป็นการกระทำที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ไม่มีความเป็นธรรม ไม่เสมอภาค เลือกปฏิบัติ ปราศจากเหตุผล และก่อให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการแข่งขันในกิจการพลังงาน เนื่องจากโครงการที่ได้รับราคารับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) จะได้รับค่าไฟฟ้าที่สูงกว่าแบบ Adder
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้โดย (1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ ตามเงื่อนไขเดิม หรือ (2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข
3. ผู้ฟ้องคดีได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอถอนคำฟ้องและศาลได้มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ฟ้องคดีถอนคำฟ้อง และให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความแล้ว จำนวน 9 บริษัท คงเหลือบริษัทที่ยังไม่ถอนฟ้อง จำนวน 3 บริษัท คือ (1) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด (2) บริษัท เอเวอร์กรีน พลัส จำกัด และ (3) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานติดตามให้ผู้ฟ้องคดีทั้ง 3 ราย ดำเนินการถอนคำฟ้องคดีโดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 โดยเห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. ทั้งนี้ เมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว ให้นำรายงานให้ คณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ปี 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ในปี 2558 มีความต้องการ LNG ในปริมาณ 5.3 ล้านตันต่อปี ปตท. จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมจากสัญญา Qatargas โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement : LNG SPA) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD (Shell) และบริษัท BP Singapore PTE. Limited (BP) ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี) กำหนดส่งมอบในปี 2559 เป็นระยะเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯ ได้ หลังผ่านการพิจารณาร่างสัญญาฯ จากสำนักงานอัยการสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2559 สำนักงานอัยการสูงสุดได้ส่งความเห็นในร่างสัญญาฯ ทั้งสองฉบับให้ ปตท.
2. เนื่องด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับราคาถ่านหิน ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกมีราคาปรับลดลงอย่างมีนัยสำคัญ และเศรษฐกิจโลกที่ชะลอตัว รวมทั้งมีโครงการผลิต LNG ใหม่ๆ ที่ทยอยเข้าสู่ตลาด มีผลทำให้ตลาด LNG มีอุปทานมากกว่าอุปสงค์ และราคา Spot LNG อยู่ในระดับต่ำมาก กระทรวงพลังงานจึงพิจารณาว่าควรมีการเจรจาทบทวนราคาในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ที่ผ่านการอนุมัติจาก กพช. และ คณะรัฐมนตรี ใหม่ ทั้งนี้ ปตท. ได้มีหนังสือรายงานแนวทางการดำเนินการและความก้าวหน้าการเจรจาสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ต่อกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2559
3. ในปี 2558 มีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.62 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 31 เที่ยวเรือ โดยเริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 22 เที่ยวเรือ นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.62 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 9 เที่ยวเรือ ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 9.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แบ่งออกเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 10.21 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้สัดส่วนการใช้ LNG ที่ส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีปริมาณเฉลี่ย 369 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 7.7 ของปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งหมด สำหรับปี 2559 ระหว่างเดือนมกราคม-เมษายน มีการนำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 0.82 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 9 เที่ยวเรือ โดยแบ่งออกเป็นการรับ LNG จากสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 0.64 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 7 เที่ยวเรือ นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.18 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 2 เที่ยวเรือ มีราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แบ่งออกเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.93 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 4.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
4. ในปี 2559 มีแผนการจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ปริมาณ 2.7 - 3.1 ล้านตัน โดย ปตท. ได้เลื่อนการลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ซึ่งมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2559 ออกไป สรุปแผนการจัดหา LNG ของปี 2559 ได้ดังนี้ (1) ปตท. มีแผนรับ LNG จากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็นจำนวน 22 เที่ยวเรือ (2) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 0.7 - 1.1 ล้านตัน จากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนมีนาคม 2559 เป็นต้นไป
5. แผนการจัดหา LNG ที่มีกำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป อยู่ระหว่างการเจรจาร่างสัญญา LNG SPA เพิ่มเติม ทั้งนี้มีสัญญา LNG SPA 2 ฉบับ คือสัญญา Shell และ BP ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ คณะรัฐมนตรี ให้สามารถลงนามสัญญาได้ภายหลังจากได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุด ต่อมากระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. เจรจาเรื่องราคากับ Shell และ BP ใหม่เพื่อให้สะท้อนภาวะตลาดมากขึ้น โดยมีความก้าวหน้าการเจรจา ดังนี้ (1) บริษัท Shell (เลื่อนกำหนดส่งมอบจากปี 2559 เป็นปี 2560) ปตท. และบริษัท Shell สามารถตกลงเงื่อนไขในร่างสัญญา LNG SPA (15 ปี) ในหลักการตามข้อสังเกตจากสำนักงานอัยการสูงสุดได้แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างสรุปร่างสัญญาฯ ในรายละเอียด โดยบริษัท Shell ได้เสนอแนวทางการปรับเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาพตลาด LNG ปัจจุบันมากขึ้น โดยเสนอที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ ให้ใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบ และเมื่อราคาน้ำมันสูง ให้ใช้สูตรราคา Hybrid เดิมในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท Shell ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม (2) บริษัท BP (เลื่อนกำหนดส่งมอบจากปี 2559 เป็นปี 2560) ปตท. และบริษัท BP สามารถตกลงเงื่อนไขในร่างสัญญา LNG SPA (20 ปี) ในหลักการตามข้อสังเกตจากสำนักงานอัยการสูงสุดได้แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างสรุปร่างสัญญาฯ ในรายละเอียด โดยบริษัท BP ได้เสนอแนวทางการปรับเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาพตลาด LNG ปัจจุบันมากขึ้น โดยได้เสนอปรับราคาเป็น 2 ช่วงเวลา ดังนี้ ช่วงเวลาที่ 1 ปี 2560 - 2562 บริษัท BP ยอมปรับลดสูตรราคาในส่วนที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันลง โดยที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ จะใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบใหม่ และที่ระดับราคาน้ำมันสูง จะใช้สูตรราคา Hybrid ใหม่ในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท BP ในปี 2560-2562 ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม และช่วงเวลาที่ 2 ตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ จะใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบใหม่ ที่ระดับราคาน้ำมันสูง จะใช้สูตรราคา Hybrid ใหม่ในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท BP ตั้งแต่ปี 2563 ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจากับบริษัท Shell และ BP ในการปรับลดราคา LNG ให้สะท้อนราคาตลาด LNG มากยิ่งขึ้น และเมื่อการปรับแก้สูตรราคาและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในร่างสัญญา LNG SPA แล้วเสร็จ ปตท. จะรายงานกระทรวงพลังงานเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามสัญญา ทั้ง 2 ฉบับ ต่อไป
6. สัญญาอื่นๆ ที่อยู่ระหว่างการเจรจา ดังนี้ (1) บริษัท PETRONAS LNG ปตท. ได้เจรจาจัดหา LNG จากบริษัท PETRONAS LNG โดยได้ลงนาม HOA (Non-Binding) เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2558 มีปริมาณซื้อขาย 1.0 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ 10 ปี กำหนดส่งมอบ ปี 2560/2561 โดยอยู่ระหว่างการเจรจาเงื่อนไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว พร้อมทั้งหารือโอกาสของ ปตท. ในการร่วมทุนตลอดห่วงโซ่อุปทาน LNG (2) บริษัท Anadarko ปตท. ได้เจรจาจัดหา LNG จากบริษัท Anadarko ซึ่งเป็นผู้พัฒนาโครงการ Mozambique Rovuma Offshore Area 1 (โครงการ Mozambique LNG) มีปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ LNG 20 ปี เริ่มส่งมอบ ปี 2565/2566 โดยอยู่ระหว่างเจรจาเงื่อนไขสัญญาหลักคงค้างใน LNG SPA รวมทั้งสูตรราคา เพื่อให้สะท้อนสภาวะตลาดปัจจุบันและความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการฯ โดย ปตท. มีเป้าหมายสรุปข้อตกลงเงื่อนไขในสัญญาและราคาให้ได้ในปี 2559 เพื่อที่ ปตท. จะขออนุมัติจากภาครัฐให้แล้วเสร็จทันกำหนดตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision) ของโครงการฯ ในต้นปี 2560 (เลื่อนจากเดิมที่โครงการกำหนดไว้ ในกลางปี 2559) นอกจากนี้ ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาจัดหา LNG ในสัญญาระยะกลาง - ยาวเพิ่มเติม ให้สอดคล้องกับความต้องการ LNG ของประเทศตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 โดยจะพิจารณาโอกาสในการร่วมทุน ในโครงการผลิต LNG ตลอดห่วงโซ่อุปทาน LNG เช่น โครงการผลิต LNG ในประเทศสหรัฐอเมริกาและแคนาดา เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลความคืบหน้าคดีสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21
1. สมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน ผู้ฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 26 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 3 คน (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ 2 และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ที่ 3) เป็นคดีปกครองหมายเลขดำที่ ส.55/2557 กรณีการประกาศเชิญชวน ผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบที่ 21 ว่าการใช้อำนาจของผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 ก้าวข้ามขั้นตอน ตามที่รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (ฉบับชั่วคราว) พ.ศ. 2557 และกฎหมายต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง จึงเข้าข่ายเป็นการดำเนินการที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ละเลยหรือเพิกเฉยต่อการปฏิบัติหน้าที่ตามที่กฎหมายกำหนดให้ต้องปฏิบัติ เป็นต้น
2. ผู้ถูกฟ้องคดีทั้ง 3 ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการในคดีนี้แทน โดยศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งกำหนดให้วันที่ 30 ตุลาคม 2558 เป็นวันสิ้นสุดการแสวงหาข้อเท็จจริง และต่อมา ศาลได้กำหนดวันนั่งพิจารณาคดีครั้งแรกในวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้พิพากษายกฟ้อง โดยขณะนี้คดีดังกล่าวได้ถึงที่สุดแล้ว เนื่องจากไม่มีการอุทธรณ์แต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (ค.ศ. 1971) ที่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ ที่จะสิ้นอายุในปี 2565-2566 มีอยู่สองกลุ่ม คือ (1) แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 และ 12 13 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 1/2515/5 และ 2/2515/6) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและใกล้เคียง ปัจจุบันดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และ (2) แปลงสำรวจหมายเลข 15 และ 16 17 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 5/2515/9 และ 3/2515/7) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งปัจจุบันแหล่งก๊าซธรรมชาติในทั้งสองกลุ่มดังกล่าวถือเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลักที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของประเทศและใช้เป็นวัตถุดิบต้นทางของอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (รวมอัตราการผลิตเฉลี่ยปี พ.ศ. 2558 ที่ 2,173 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 78 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
2. สัมปทานปิโตรเลียม (เจ็ดแปลงสำรวจในสี่สัมปทาน) ทั้งสองกลุ่มดังกล่าวจะสิ้นสุดระยะเวลาผลิตตามสัมปทานในเดือนเมษายน พ.ศ. 2565 (ค.ศ. 2022) และมีนาคม พ.ศ. 2566 (ค.ศ. 2023) ภายหลังจากที่ได้รับการต่อระยะเวลาผลิตเป็นเวลาสิบปีไปแล้วหนึ่งครั้ง (เมื่อปี พ.ศ. 2555 และ 2556) ทั้งนี้ตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมปัจจุบันจะไม่สามารถต่อระยะเวลาผลิตได้อีก ดังนั้น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบกรอบแนวทางการบริหารจัดการในพื้นที่ที่สัมปทานจะสิ้นอายุดังกล่าว ดังนี้ (1) ความต่อเนื่องในการดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติเพื่อรักษาระดับการผลิตไม่ให้ลดต่ำลงถือเป็นประเด็นที่มีความสำคัญอย่างมาก (2) ระบบการบริหารจัดการฯ จัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐที่เหมาะสม โดยให้พิจารณาทั้งระบบสัมปทาน หรือระบบสัญญาอื่นๆ ได้แก่ ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract: PSC) ซึ่งในทุกๆ แนวทางจะต้องมีการแก้ไขกฎหมาย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด (3) การเพิ่มสัดส่วนของรัฐในการถือครองแหล่งก๊าซให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการปิโตรเลียมพิจารณาให้ได้ข้อยุติที่เป็นรูปธรรมภายในหนึ่งปี
3. แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุนี้ เป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีการผลิตอย่างต่อเนื่องมาเป็นระยะเวลานานเกือบ 40 ปี (Mature Field) และมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาแหล่งกักเก็บที่ซับซ้อน ทำให้ในการผลิตต้องมีการลงทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับอัตราการผลิต โดยในปี พ.ศ. 2558 มีการติดตั้งแท่นหลุมผลิต 15 แท่น และมีการเจาะหลุมผลิตเกือบ 500 หลุม โดยใช้เงินลงทุนกว่า 1 แสนล้านบาท นอกจากนั้นยังมีแนวโน้มที่จะต้องติดตั้งแท่นหลุมผลิตและเจาะหลุมเพิ่มขึ้นทุกปี ส่งผลให้อัตราค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่อหน่วยผลิตในอนาคตสูงขึ้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ประเมินปริมาณทรัพยากรก๊าซธรรมชาติของกลุ่มแปลงดังกล่าว พบว่ายังมีศักยภาพเหลืออยู่ โดย ณ สิ้นปี พ.ศ. 2564/2565 ประเมินว่าจะมีทรัพยากร ก๊าซธรรมชาติ (ประเภท 3P+2C) ในพื้นที่ที่สัมปทานจะสิ้นอายุนี้ประมาณ 5.71 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และได้ว่าจ้างบริษัท IHS Global ซึ่งเป็นผู้เชี่ยวชาญด้านการประเมินทรัพยากรปิโตรเลียมจากต่างประเทศทำการตรวจสอบอีกชั้นหนึ่ง อย่างไรก็ตาม การพัฒนานำทรัพยากรก๊าซธรรมชาติประเภท 3P+2C ขึ้นมาใช้ประโยชน์มีความเสี่ยงสูง และหากผลิตในอัตราการผลิตปัจจุบันจะผลิตได้ไม่เกิน 10 ปี จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีมาตรการเพื่อจูงใจให้มีผู้ดำเนินการที่สามารถลงทุนสำรวจและผลิตได้อย่างต่อเนื่อง และหากแนวทางการบริหารจัดการไม่ชัดเจนภายใน 5 ปี ก่อนสิ้นอายุสัมปทาน (ภายในปี พ.ศ. 2560) ผู้รับสัมปทานในปัจจุบันมีแนวโน้มที่จะหยุดการลงทุน ส่งผลให้อัตราการผลิตลดลงในช่วงปี พ.ศ. 2561 เป็นต้นไป ทั้งนี้หากรอให้สัมปทานสิ้นอายุในปี พ.ศ. 2565/2566 แล้วเริ่มการลงทุนเพื่อพัฒนาใหม่ คาดว่าการผลิตจะกลับมาที่ระดับการผลิตเดิมได้อย่างเร็วในปี พ.ศ. 2568 และจากการประมาณการผลกระทบเบื้องต้นคาดว่าหากการผลิตไม่ต่อเนื่องในระหว่างปี พ.ศ. 2561-2568 เพื่อทดแทนก๊าซส่วนที่หายไป (ประมาณ 3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต) ประเทศจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น 40 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่า 600,000 ล้านบาท (ที่ราคา LNG 8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู) ซึ่งคาดว่าจะส่งผลกระทบทำให้ค่า Ft สูงขึ้นประมาณ 14 สตางค์ต่อหน่วย นอกจากนี้ ยังต้องนำเข้า LPG และวัตถุดิบสำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีคิดเป็นมูลค่ากว่า 180,000 ล้านบาท และทำให้รายได้รัฐจากการผลิตปิโตรเลียมหายไปเกือบ 350,000 ล้านบาท
4. กระทรวงพลังงานได้ทำการศึกษาตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2558 ซึ่งสรุปแนวทางการคัดเลือกผู้ดำเนินการในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นอายุเพื่อรักษาระดับการผลิตให้ต่อเนื่อง เป็น 3 แนวทางตามลำดับความเสี่ยงต่อการรักษาระดับการผลิตจากน้อยไปมาก ดังนี้ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมให้ต่อระยะเวลาผลิตตามสัมปทานได้เพื่อให้ผู้ดำเนินการปัจจุบันดำเนินการผลิตต่อเนื่อง โดยเจรจาเงื่อนไขและผลประโยชน์เพิ่มเติม แนวทางที่ 2 ออกเป็นสัมปทาน/สัญญาเพื่อการผลิตปิโตรเลียมฉบับใหม่ เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุให้แก่ผู้ดำเนินการปัจจุบันเพื่อให้ดำเนินการผลิตต่อเนื่อง โดยเจรจาเงื่อนไขและผลประโยชน์เพิ่มเติม และแนวทางที่ 3 เปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งจากการศึกษาพบว่าแนวทางที่ 1 มีความเหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดแก่ประเทศ เนื่องจากเป็นแนวทางที่จะสามารถสร้างความต่อเนื่องในการผลิต และสามารถแก้ไขปัญหายุ่งยากซับซ้อนในการดำเนินงานที่จะเกิดขึ้นกับแนวทางที่ 2 และ 3 ในช่วงเปลี่ยนผ่านระหว่างสัมปทานเดิมกับสัมปทานหรือสัญญาใหม่ และจากผลการวิเคราะห์ทางเศรษฐศาสตร์สำหรับการลงทุนของแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ โดยเปรียบเทียบทั้งระบบสัมปทาน Thailand III และระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตรูปแบบเดียวกับพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Modified MTJDA PSC) พบว่า ระบบสัมปทาน Thailand III เป็นระบบที่เหมาะสมสำหรับการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มนี้ ทำให้ภาครัฐได้รายได้ที่เหมาะสมในขณะที่ผู้ดำเนินการยังสามารถพัฒนาได้ เนื่องจากเป็นระบบที่มีกลไกยืดหยุ่นรองรับการลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติทุกขนาดรวมถึงแหล่งที่มีการผลิตมานาน มีโครงสร้างทางธรณีวิทยาแหล่งกักเก็บที่ซับซ้อนและต้องใช้เงินลงทุนสูง และการวิเคราะห์ความเหมาะสมในการเข้าร่วมถือสิทธิของรัฐ (Government Participation) พบว่าถ้ารัฐจะเข้าร่วมถือสิทธิ รัฐจะต้องใช้เงินลงทุนเป็นจำนวนมากแต่ได้รับผลตอบแทนไม่มากนักเมื่อเทียบกับภาระที่รัฐต้องรับผิดชอบเพิ่มขึ้นทั้งในด้านการลงทุน บริหารจัดการและความเสี่ยงในการดำเนินงาน ดังนั้น รัฐควรเรียกรับผลประโยชน์ในรูปแบบอื่นๆ แทน โดยไม่จำเป็นต้องลงทุนและแบกรับความเสี่ยง ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรคัดเลือกผู้ดำเนินการตามแนวทางที่ 1 ภายใต้ระบบสัมปทาน Thailand III โดย รัฐไม่จำเป็นต้องเข้าร่วมถือสิทธิในแหล่งก๊าซดังกล่าว ทั้งนี้ ระยะเวลาในการเจรจา ควรให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี หากไม่ได้ข้อยุติให้ดำเนินการเปิดประมูลเป็นการทั่วไปตามแนวทางที่ 3
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอ เป็นการทั่วไปเป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ทั้งนี้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
เรื่องที่ 7 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 110,100 ล้านบาท (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินรวม 12,000 ล้านบาท (3) ในส่วนของการลงทุน LNG Receiving Facilities (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
3. ในช่วงปี 2558 จนถึงปัจจุบัน มีโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินตามแผน PDP 2015 บางโครงการ มีแนวโน้มที่จะไม่สามารถดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน ประกอบกับในช่วง ปลายปี 2558 ที่ผ่านมาเกิดวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันโลกตกต่ำซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและในตลาดโลกมีราคาลดลงจนอยู่ในระดับที่สามารถแข่งขันกับการผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงอื่นได้ ดังนั้นเพื่อลดความเสี่ยงในด้านความมั่นคง กระทรวงพลังงานมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนแผนบริหารเชื้อเพลิงสำหรับ ผลิตไฟฟ้าในระยะสั้นและระยะกลางให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีแผนในการเพิ่มการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน PDP 2015 โดยมีรายละเอียดสรุปได้ดังนี้ (1) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน (Base case) เนื่องจากจะมีการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการได้ และโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีแนวโน้มจะดำเนินการล่าช้า จากกำหนดการที่ระบุไว้ ในแผน PDP 2015 กำลังผลิตติดตั้งรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์ (2) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณีที่แผน AEDP และ EEP ที่อาจจะสามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ จากการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนตามข้างต้น จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2579 ปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ใน ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปรับเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,653 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. การจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในปัจจุบันแบ่งการจัดหาออกเป็น 3 ส่วน ได้แก่ (1) จากแหล่งก๊าซธรรมชาติภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) นำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติประเทศเพื่อนบ้าน (สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ผ่านทาง LNG Receiving Terminal ทั้งนี้ในส่วนของการพิจารณาปรับแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ LNG ตามแผน Gas Plan 2015 นั้น ชธ. และ สนพ. ได้มีการพิจารณาโดยคำนึงถึงประเด็นความเสี่ยงในเรื่องการบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่สามารถบริหารจัดการให้สามารถคงกำลังการผลิตตามสัญญาได้ ซึ่งจะกำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ และ กรณีไม่เป็นไปตามกรณีฐานซึ่งเป็นกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการได้ ซึ่งจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ ทั้ง 2 กรณี พบว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG ในปริมาณประมาณ 13.5 – 15.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นถึง 31.3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้มีความสามารถที่จะรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณดังกล่าวนี้ได้
5. เพื่อให้ไม่เกิดผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานในภาพรวมของประเทศ ควรมีการปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และ 27 ตุลาคม 2558 ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะยังไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว จะมีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและก๊าซ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติของประเทศเพียงพอและสอดคล้องกับแนวทางการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้พิจารณาปรับปรุงโครงการในส่วนที่ 2 โดยมีข้อสรุปเปรียบเทียบกับกรอบแผนเดิมที่ได้เคยนำเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีแล้ว แบ่งออกเป็น 2 กรณี ดังนี้ (1) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีฐานใหม่ การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้น และการบริหารจัดการให้แหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 ยังคงสามารถผลิตต่อไปได้อย่างต่อเนื่อง และ (2) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีที่ไม่เป็นไปตามกรณีฐาน การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งรองรับการจัดหา LNG เพื่อทดแทนในกรณีที่กระทรวงพลังงานมีนโยบายที่ต้องการยืดอายุการผลิตของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้สามารถยืดอายุการผลิตออกไปเป็นเวลาอย่างน้อย 10 ปี ทำให้การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 จะมีกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติคงเหลือไม่เกิน 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ โครงการในส่วนที่ 2 ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ประกอบด้วย (1) โครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal (2) โครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (3) โครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน (4) โครงการลำดับที่ 2.4 [F-2] โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ ต.มาบตาพุด อ.เมือง จ.ระยอง) (5) โครงการลำดับที่ 2.5 [T-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ (6) โครงการลำดับที่ 2.6 [T-4 หรือ F-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์
6. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงและได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 (2) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 โดยมอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียม ความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน (3) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้มอบให้ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ โครงการ ลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] 2.2 [T-2] และ 2.3 [F-1] ให้นำเสนอ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป สำหรับโครงการ 2.4 [F-2] 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] มอบหมายให้ สนพ. ชธ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง
7. เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กกพ. ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงและมีมติเห็นควรให้การสนับสนุนแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง รวมทั้งมีความเห็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) การดำเนินโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี ควรมีการศึกษาในรายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการเก็บรักษา (Storage) สำหรับถังเก็บที่มีอยู่เดิม และปริมาณการ Send Out LNG เพื่อให้สอดคล้องกับกำลังการแปรสภาพที่เพิ่มขึ้น และเกิดความยืดหยุ่นในการบริหารจัดการ ในระยะยาว (2) เห็นควรให้พิจารณาการดำเนินการสำหรับลงทุนก่อสร้างสถานี LNG กำลังแปรสภาพที่ 7.5 ล้านตันต่อปี ในคราวเดียว เพื่อลดต้นทุนต่อหน่วยในการดำเนินการก่อสร้างซึ่งจะส่งผลให้อัตราค่าบริการ ก๊าซธรรมชาติ (Tariff) ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ นอกจากนี้ยังช่วยลดความเสี่ยงของการเชื่อมต่อระบบใหม่กับระบบเดิมที่กำลังใช้งานอยู่ ในกรณีที่จะต้องติดตั้งอุปกรณ์แปรสภาพก๊าซเพิ่มเติมภายหลัง (3) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] จะต้องมีการศึกษาและทบทวนในภาพรวมทั้งระบบ โดยคำนึงถึงการลงทุนที่ซ้ำซ้อนกับการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซเส้นที่ 5 รวมถึงการส่งผ่านไปยังอัตราค่าบริการที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะถูกส่งผ่านไปยังอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต และประเด็นเรื่องคุณภาพของก๊าซธรรมชาติในระบบ เพื่อมิให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ที่จะกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ รายอื่นต่อไป และ (4) เพื่อความมั่นคงของระบบโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติควรมีการพิจารณาการก่อสร้างสถานี LNG ในลักษณะการก่อสร้างบนพื้นดิน (LNG Receiving Terminal) เป็นหลัก เพราะมีความมั่นคงและเสถียรภาพมากกว่าการก่อสร้างสถานี LNG แบบลอยน้ำ (FSRU)
8. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณา ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 (2) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มี ความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการปรับหรือไม่ปรับเพิ่มกำลังการแปรสภาพ LNG โดยให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต รวมทั้งให้สอดคล้องกับแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ (3) ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] : โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ (4) ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ มาบตาพุต จ.ระยอง) โครงการ [T-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีและ นำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็น ผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562
2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ. ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดย มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาการปรับหรือไม่ปรับเพิ่มกำลังการแปรสภาพ LNG โดยให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต รวมทั้งให้สอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] : โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตัน/ปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายใน 3.5 เดือน (ภายใน 15 กันยายน 2559) และนำกลับมาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ร่วมกับ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือ มาบตาพุต จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และโครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3-5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม เนื่องจากกลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงได้ทันภายในระยะ 2-3 ปี ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และ กลุ่มที่ 2 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม มีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2. เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2558 สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี ขอให้ทบทวนมติ กพช. เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ตามมติ กพช. เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก ทั้งนี้ การก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงเงินลงทุนและขนาดที่เหมาะสม ซึ่งปัจจุบันโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติควรจะมีขนาด 100 เมกะวัตต์ขึ้นไป จึงจะเหมาะสมกับการลงทุน ดังนั้น ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 และปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลด 10% จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 BTU/kWh
3. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในขณะนั้น (นายณรงค์ชัย อัครเศรณี) ในฐานะประธาน กบง. ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปจัดทำรายละเอียดแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ให้สอดคล้องกับแนวทางที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้ และ กกพ. ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 เสนอต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมากระทรวงพลังงานได้เชิญหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เข้าร่วมประชุมหารือเพื่อให้ได้ข้อสรุปที่สอดคล้องกับแนวทางตามมติ กพช. เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา
4. เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน ดังนี้ กลุ่มที่ 1 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ควรให้ต่ออายุสัญญาออกไปอีก 3 ปี โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในนิคมอุตสาหกรรมปริมาณไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ เนื่องจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน และเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้สะท้อนเฉพาะต้นทุนค่าเชื้อเพลิงและค่าบำรุงรักษาเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการต่ออายุสัญญาให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ กลุ่มที่ 2 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้กำหนดให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยจะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรม มีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ซึ่งมติ กพช. ดังกล่าว สอดคล้องกับสถานการณ์ของไทยที่มีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง จึงกำหนดให้ SPP ระบบ Cogeneration ขายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณน้อยที่สุด และมุ่งเน้นให้ SPP ระบบ Cogeneration ขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงเพิ่มมากขึ้น ซึ่งที่ประชุม กบง. เห็นควรให้มีการปรับแนวทางการดำนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ในประเด็นดังต่อนี้ (1) เห็นควรให้ยังคงรับซื้อในปริมาณที่น้อยที่สุดเพื่อให้สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 แต่เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration ยังสามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้า ได้ภายใต้ข้อจำกัดด้านเทคนิคข้างต้นและไม่รับความเสี่ยงจนเกินไป ควรให้รับซื้อไฟฟ้าในปริมาณไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และจะต้องไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ รวมทั้งจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ SPP ระบบ Cogeneration จะดำเนินการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ในรูปแบบสัญญา Firm โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณคงที่ตลอด 24 ชั่วโมง (2) เห็นควรกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง (Energy Payment) โดยส่วนของค่าพลังไฟฟ้าควรให้สะท้อนค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆ ของโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration และกำหนดให้ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงมีอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) เท่ากับ Heat Rate เฉลี่ยของ IPP เอกชน คือ 7,409 BTU/kWh ซึ่งอัตรา Heat Rate นี้เทียบเคียงได้กับประสิทธิภาพโดยรวมของ SPP ระบบ Cogeneration ในการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำควบคู่กัน โดยหากประเมินจากราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน (263 บาท/MMBTU) จะทำให้ระดับราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ใกล้เคียงกับต้นทุนการผลิตและการจัดหาไฟฟ้าเฉลี่ยของ กฟผ. โดย กบง. ได้เห็นชอบการปรับแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 พร้อมทั้งเห็นควรให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ดังนี้
รวมทั้ง กบง. ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถหาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น และลดปริมาณการขายไฟฟ้า เข้าระบบลงเรื่อยๆ (2) ควรแจ้งให้ SPP ระบบ Cogeneration ทราบว่าสามารถบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสม รวมถึงให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น (3) จากการตรวจสอบพบว่า มีโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration เดิมที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาบางแห่ง ไม่ได้มีที่ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรม แต่ตั้งอยู่ติดหรืออยู่บริเวณใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม และมีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ลูกค้าในนิคม ดังนั้นเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของ กพช. และเพื่อให้เกิดความชัดเจน จึงควรกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และ (4) เห็นควรให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของการ SPP ระบบ Cogeneration
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ ดังนี้ (1) พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางที่ กบง. เสนอ (2) พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า (3) พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมต่อไป (4) พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป นอกจากนี้ ยังเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool เพื่อนำเสนอ กบง./กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เสนอ ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ ดังนี้
2.1 พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางการดำเนินการในข้อ 1
2.2 พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า
2.3 พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมต่อไป
2.4 พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป
3. มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ/หรือ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สามารถรับซื้อไฟฟ้าใน SPP-Power Pool ได้ เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
เรื่องที่ 9 แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
1.1 เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
1.2 เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณไม่เกิน 15,000 ตัน ในช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงธันวาคม 2558 โดยนำมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าโรงไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 23 เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อราคาไฟฟ้าเป็นสำคัญ
1.3 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานให้พิจารณาดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบระยะเร่งด่วน ตามที่ได้มีการประชุมหารือแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทั้งนี้ กนป. ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2558 ได้เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน นำเสนอ กพช. โดยกำหนดให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตในโรงไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง ซึ่งกระทรวงพลังงานได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าการให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง เป็นมาตรการที่สามารถแก้ไขปัญหาเกษตรกรได้ แต่จะทำให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชน จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาในโอกาสต่อไปว่าจะดำเนินการอย่างไรให้สามารถแก้ไขปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง และยังคงการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์มต่อไป
1.4 เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 กระทรวงมหาดไทย (มท.) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอข้อเสนอเชิงนโยบายในการแก้ไขปัญหาผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบของจังหวัดกระบี่ โดยขอให้ กฟผ. ใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้นเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้รับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่เท่านั้น และ กนป. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในอัตราที่เหมาะสม
1.5 กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยนำน้ำมันปาล์มดิบปริมาณ 10,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 17 สิงหาคม 2556 – 20 มกราคม 2557 โดยคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 48.78 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft 0.06 สตางค์ต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2559 กกพ. ในฐานะผู้กำกับดูแลการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รายงานผลการดำเนินงานรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ สรุปได้ดังนี้ (1) ในเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2558 กฟผ. ได้รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบจำนวน 3 ครั้งๆ ละ 5,000 ตัน ด้วยวิธีการแข่งขันราคา มีราคารับซื้อ 23.92609 23.89 และ 24.00 บาท/กิโลกรัม ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้นำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ครบจำนวน 15,000 ตัน เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ทั้งนี้ มีการใช้น้ำมันเตาจำนวน 44.86 ล้านลิตร และมีการใช้น้ำมันปาล์มดิบจำนวนประมาณ 16.40 ล้านลิตร หรือคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 26.8 โดยอัตราการระบายมลสารจากแหล่งกำเนิดและค่าความเข้มข้นของ มลสารในบรรยากาศโดยทั่วไปของฝุ่นละอองและก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ มีค่าลดต่ำลง ส่วนก๊าซออกไซต์ของไนโตรเจนมีค่าไม่มากกว่าที่ใช้น้ำมันเตา และไม่เกินค่ามาตรฐานที่กฎหมายกำหนด และมีค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เพิ่มขึ้นประมาณ 494.79 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ในเดือนกันยายน – ธันวาคม 2558 ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 0.89 สตางค์/หน่วย (2) กกพ. พิจารณาผลการดำเนินการแล้ว มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการดำเนินงานในระยะต่อไปเพื่อประกอบการพิจารณาของ กพช. ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบออกจากตลาดได้เป็นระยะๆ ในราคาที่แข่งขันตามตลาดในขณะนั้นๆ ที่เหมาะสม ภายใต้กรอบนโยบายที่ กพช. กำหนด ทั้งนี้ เพื่อเป็นการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์มในการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันปาล์มดิบตกต่ำ และสามารถรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบในช่วงที่ราคาตกต่ำได้ (2) ให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลการดำเนินงานของ กฟผ. ในการนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาในสัดส่วนที่เหมาะสม สอดคล้องกับกรอบนโยบายที่ กพช. กำหนด โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และการบริหารต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าให้ต่ำที่สุด ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการที่ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าดังกล่าว ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในสูตร การปรับอัตราค่า Ft
1.6 เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. ได้จัดการประชุมหารือร่วมกับ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และผู้แทน กฟผ. เพื่อหารือตามข้อเสนอของ กนป. และ มท. ในการนำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาในโรงไฟฟ้ากระบี่ และหาข้อสรุปแนวทาง การนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่ง กฟผ. ได้วิเคราะห์การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างเดือนพฤษภาคม – ธันวาคม 2559 เป็นเวลา 8 เดือน เดือนละ 10,000 ตัน เบื้องต้นคาดการณ์ว่าจะใช้น้ำมันปาล์มดิบประมาณ 72,828 ตัน เนื่องจากช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2559 จะมีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้ากระบี่ และจะทำให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย หรือคิดเป็นการอุดหนุนน้ำมันปาล์มดิบประมาณ 20.24 บาท/กิโลกรัม ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าเป็นจำนวนเงินที่สูงมากและไม่คุ้มค่าในการดำเนินการ ถึงแม้จะแก้ปัญหาของเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันได้ แต่ทำให้เกิดภาระต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ จึงเห็นควรหามาตรการอื่นในการช่วยเหลือชาวเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันที่เหมาะสม ที่สามารถแก้ปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง นอกจากนั้นปริมาณและราคาน้ำมันปาล์มดิบมีการปรับขึ้นลงตามฤดูกาล โดยจะมีสภาวะล้นตลาดช่วงเดือนกรกฎาคมถึงเดือนตุลาคม (ปริมาณสต๊อค มากกว่า 400,000 ตัน) และเกิดขึ้นเฉพาะบางปีเท่านั้น ดังนั้นหากจะช่วยเหลือโดยการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ควรพิจารณาปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อคและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและเป็นภาระต่อประชาชน
1.7 เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 สนพ. ได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มสำหรับกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในการประชุม กบง. ซึ่งที่ประชุมมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป และให้นำเสนอ กพช. ต่อไป (2) เห็นควรเสนอขอให้ กพช. มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
1.8 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายธรรมยศ ศรีช่วย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น ดังนี้
2.1 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) โดยมีเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซล ในปี 2579 เป็น 14 ล้านลิตร/วัน และเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2559 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันไบโอดีเซลสำหรับรถยนต์ชนิดต่างๆ ให้เป็นรูปธรรมภายใน 3 เดือน
2.2 กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ดำเนินการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซลมาอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2558 กำหนดให้น้ำมันดีเซลต้องมีส่วนผสมของไบโอดีเซล ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 มีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2558 ซึ่งทำให้รถยนต์ดีเซลทุกประเภทใช้น้ำมันดีเซลที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 7 หรือที่เรียกว่าไบโอดีเซล บี7 สำหรับการส่งเสริมการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น ที่ผ่านมา พน. ได้ทำการทดสอบน้ำมันไบโอดีเซล สำหรับรถประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) รถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก (รถบรรทุกส่วนบุคคล) ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี10 กับรถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น (2) รถบรรทุก ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 กับรถบรรทุก ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี20 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น นอกจากนั้น กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) และ พน. ร่วมกับ Japan International Cooperation Agency (JICA) ทำการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้ไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น โดยลดค่าโมโนกลีเซอไรด์และเพิ่มค่า Oxidation stability ทำให้สามารถผสมสัดส่วนที่สูงขึ้นได้ ทั้งนี้ได้มีการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 ด้วยเทคโนโลยี H-FAME กับรถดีเซลขนาดเล็ก (ISUZU) ระยะวิ่งทดสอบ 50,000 กิโลเมตร สามารถใช้งานได้โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ ในส่วนของมาตการด้านภาษี กระทรวงการคลัง ได้ประกาศเรื่องลดอัตราภาษีสรรพสามิต กำหนดให้รถยนต์ประหยัดพลังงานเครื่องยนต์ดีเซลที่มีขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 1,500 ลูกบาศก์เซนติเมตร ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภทไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 เป็นส่วนผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ เสียภาษีสรรพสามิตในอัตราร้อยละ 12 ตามมูลค่า ซึ่งต่ำกว่ารถยนต์ประหยัดพลังงานปกติ ร้อยละ 2 และยังอยู่ระหว่างการพิจารณาข้อเสนอของบริษัท ผู้ผลิตรถยนต์ที่ขอให้ลดอัตราภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ดีเซลที่ใช้ไบโอดีเซล บี10 กับรถประเภทอื่นๆ อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันยังไม่มีการจำหน่ายรถยนต์ประหยัดพลังงานที่สามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ และยังไม่มีการกำหนดมาตรฐานน้ำมันไบโอดีเซล บี10 ตลอดจนการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 2.3 เมื่อพิจารณาจากผลการศึกษาและมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง จึงเห็นควรผลักดันให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก เพื่อให้เกิดการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์ม ในน้ำมันดีเซลอย่างเป็นรูปธรรม ซึ่งมีแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้ (1) การศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซล โดยขยายผลการศึกษาการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้น้ำมันไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น ซึ่งการวิจัยมีความก้าวหน้าที่ดีระดับหนึ่ง และจำเป็นต้องขยายผลงานวิจัยสู่เชิงพาณิชย์ เพื่อพิจารณาหาทางพัฒนามาตรฐานคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลที่ดีขึ้นหรือพิจารณาด้านเศรษฐศาสตร์ และการทดสอบสร้างความมั่นใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลที่ปรับปรุงคุณภาพในกลุ่มผู้ใช้น้ำมันที่กว้างขึ้น โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย 1) หน่วยงานของกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ดำเนินการถ่ายทอดเทคโนโลยีการปรับปรุงคุณภาพแก่ผู้ผลิตน้ำมันไบโอดีเซล 2) ผู้ผลิตไบโอดีเซล/ผู้ค้าน้ำมัน ดำเนินการลงทุนในการปรับปรุงโรงงานผลิตไบโอดีเซลคุณภาพสูงขึ้น และจัดทำน้ำมันไบโอดีเซล บี10 3) หน่วยราชการ/ทหาร ดำเนินการนำร่องการใช้ บี10 เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลที่ปรับปรุงคุณภาพในกลุ่มผู้ใช้น้ำมันที่กว้างขึ้น และ 4) หน่วยงานของกระทรวงพลังงาน ดำเนินการติดตามผลวิจัยจากการนำร่องการใช้ บี10 เพื่อพัฒนามาตรฐานน้ำมันไบโอดีเซล บี100 และบี10 และจัดทำโครงสร้างราคาไบโอดีเซลสำหรับการขยายผลในการจำหน่ายในขั้นต่อไป (2) การดำเนินงานตามแผน AEDP มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและขอบเขตการดำเนินงาน ได้แก่ หน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย 1) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้กำหนดมาตรฐานไบโอดีเซล บี10 เพื่อสอดรับกับมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง และรองรับการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 2) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ให้กำหนดโครงสร้างราคาของไบโอดีเซล บี10 เพื่อการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก และสนับสนุน/จูงใจให้เกิดการใช้อย่างเป็นรูปธรรม 3) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ให้ขยายผลการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล ด้วยเทคโนโลยี H-FAME ที่ดำเนินการร่วมกับ วท. สู่เชิงพาณิชย์ เพื่อรองรับการเพิ่มสัดส่วนการใช้ไบโอดีเซลในสัดส่วนที่สูงขึ้น ตลอดจนการทดสอบการใช้งานในกลุ่มต่างๆ เพื่อสร้างความเชื่อมั่น หน่วยงานราชการอื่นๆ ประกอบด้วย 1) กระทรวง เกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ให้ทบทวนยุทธศาสตร์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม ปี 2558 - 2569 (Roadmap) ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน และแผน AEDP 2015 ตามมติ กนป. โดยขอให้พิจารณาให้ความสำคัญเรื่องต้นทุนการผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลกระทบกับผู้ใช้น้ำมันดีเซล 2) กระทรวงพาณิชย์ (พณ.) ให้บริหารจัดการอุปสงค์ อุปทาน ของน้ำมันปาล์ม ให้เพียงพอกับความต้องการเพื่อการบริโภคและพลังงาน 3) กระทรวงการคลัง (กค.) ให้พิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตรถยนต์ที่ใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในกลุ่มต่างๆ โดยเฉพาะรถบรรทุกส่วนบุคคลเพื่อจูงใจผู้ผลิตรถยนต์และผู้ใช้ โดยให้มีผลก่อนการกำหนดให้มีการใช้ บี10 ภายในปี 2561 4) กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) ให้พิจารณาส่งเสริมการผลิตรถยนต์ที่ใช้น้ำมัน ไบโอดีเซล บี10 ได้ เป็นกรณีพิเศษ และ 5) กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) ให้ร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อศึกษาและวิจัยและขยายผลการปรับปรุงคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล ด้วยเทคโนโลยี H-FAME สู่เชิงพาณิชย์ และหน่วยงานภาคเอกชน ประกอบด้วย 1) บริษัทผู้ผลิตรถยนต์ ขอความร่วมมือสนับสนุน การใช้ไบโอดีเซล บี10 และการผลิตรถยนต์ที่ใช้ไบโอดีเซล บี10 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นต่อผู้ใช้ และ 2) บริษัทผู้ค้าน้ำมัน ขอความร่วมมือสนับสนุนการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 3) กลไกขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น เพื่อให้เกิดการบูรณาการและบรรลุตามเป้าหมาย เห็นควรขับเคลื่อนผ่านคณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ที่ได้รับการแต่งตั้งตามคำสั่งคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557 โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีองค์ประกอบของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาเห็นชอบต่อไป 2.4 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะ (2) ขอความเห็นชอบการดำเนินการเพื่อการผลิตไบโอดีเซลที่ได้รับการปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในรถราชการ/ทหาร และ (3) ขอความเห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือกภายในปี 2561 และพิจารณาดำเนินการเพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า
1.1 รับทราบรายงานผลการดำเนินการในการนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
1.2 เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป
1.3 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการ กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
2. แนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล
2.1 เห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล B10 เป็นทางเลือกให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยดำเนินการให้เกิดการผลิตไบโอดีเซลตามที่ได้ปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล B10 ในรถราชการ/ทหาร/เอกชน และพิจารณาดำเนินการเพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
2.2 เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวง การคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ดำเนินการตามที่เสนอ และประสานงานขยายผลกับหน่วยงานภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.3 เห็นชอบให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (ตามคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 1/2557 ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557) ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะ
กบง. ครั้งที่ 25 - วันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฏาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2559 (ครั้งที่ 25)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฎาคม 2559 เวลา 10.00 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
6. รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
7. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
8. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
10. รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
11. ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต
12. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.กรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การกำกับดูแลและประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนจะดำเนินการโดยคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประกอบด้วย 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน
รวมทั้งกำหนดเกณฑ์การให้คะแนนผลการดำเนินงาน 3 ระดับ คือ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์ปกติ (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน)
(2) ระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) และ (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2.กองทุนน้ำมันฯ มีขั้นตอนการกำหนดเกณฑ์การประเมินผล โดยเริ่มต้นจากการร่วมประชุมหารือของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) กรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาของกรมบัญชีกลาง (ในปี 2558 คือบริษัท เอฟ พีอาร์ ไอ แอดไวเซอรี่ จํากัด) เพื่อกำหนดเกณฑ์ชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้กรอบ 4 ด้าน และกรมบัญชีกลางจะนำเกณฑ์ชี้วัดเสนอคณะกรรมการประเมินผลฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบและเสนอให้ประเมินผลการดำเนินงานเมื่อสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในภาพรวมของกองทุนน้ำมันฯ ระหว่างปี 2552 – 2558 สรุปผลได้ ดังนี้(1) ปี 2552 อยู่ที่ระดับ 3.2927 คะแนน (2) ปี 2553 อยู่ที่ระดับ 3.7231 คะแนน (3) ปี 2554 อยู่ที่ระดับ 3.837 คะแนน (4) ปี 2555 อยู่ที่ระดับ 3.5989 คะแนน (5) ปี 2556 อยู่ที่ระดับ 3.9745คะแนน (6) ปี 2557 อยู่ที่ระดับ 3.8346 คะแนน และ(7) ปี 2558 อยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน
3.เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือ สนพ. แจ้งว่า คณะกรรมการประเมินผลฯ กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีบัญชี 2558 โดยอยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน ซึ่งอยู่ในระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) รวมทั้ง
ได้จัดส่งรายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนประจำปีบัญชี 2558 (ฉบับสมบูรณ์) ให้ สนพ. เพื่อนำเสนอคณะกรรมการ/คณะกรรมการบริหารและผู้บริหารของทุนหมุนเวียน เพื่อประกอบการติดตามผลการดำเนินงาน
ของทุนหมุนเวียนต่อไป ทั้งนี้ มีผลการประเมินปี 2558 (ตุลาคม 2557 – กันยายน 2558) ของกองทุนน้ำมันทั้ง
4 ด้าน ดังนี้ (1) ผลการดำเนินงานด้านการเงิน ได้ 5.0000 คะแนน (2) การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย
ได้ 4.2667 คะแนน (3) ผลการทำงานด้านการปฏิบัติการ ได้ 4.0289 คะแนน และ (4) การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน ได้ 2.5333 คะแนน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบผลการดำเนินงานประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันแก้ไขปัญหาเพื่อยกระดับผลการประเมินในปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทาง การจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EnergyEfficiencyDevelopmentPlan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการวางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ
โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน
(3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้การบริหารจัดการด้านพลังงานของประเทศสอดคล้องไปในทิศทางเดียวกัน
2.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP2015) ได้ให้ความสำคัญ
ใน 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ราคาค่าไฟฟ้า
มีความเหมาะสมและมีเสถียรภาพ สะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และคำนึงถึงประสิทธิภาพ (Efficiency)
และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายในการลด
ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลดปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3.แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 ประกอบด้วย (1) การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว (LoadForecast) : จัดทำให้สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2557 - 2579
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ ได้มีการปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี จะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) : ตามแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 กำหนดให้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 (4) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า : พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยง และมีความสำคัญของประเทศ (5) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า : โดยจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าในส่วนของพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามแผน AEDP (6) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) : จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ที่จะหมดอายุสัญญา จะส่งเสริมเฉพาะโครงการที่จำเป็นต้องผลิตไฟฟ้าและไอน้ำจำหน่ายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม และ (7) แผนการลงทุนของการไฟฟ้า : พัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน การพัฒนา ASEAN Power Grid และประเทศในกลุ่ม GMS
4.สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้ดังนี้ (1) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วง ปี 2558-2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี
พ.ศ. 2558 - 2579 รวมอยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ (3) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง พลังงานหมุนเวียน พลังน้ำต่างประเทศ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินและลิกไนต์ และนิวเคลียร์ อยู่ที่ร้อยละ 20 15 37 23 และ 5 ตามลำดับ (4) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ สิ้นปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh
หรือ 104,075 พันตัน (5) ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ตามแผน PDP 2015 ณ สิ้นปี 2579 จะอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และคณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบตามมติ กพช. แล้วเมื่อวันที่ 30 มิถุยายน 2558
5.คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ) ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนแผน PDP 2015 เพื่อผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ให้เป็นไปตามมติ ครม. รวมทั้งติดตาม ประเมินผลการดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP2015 เพื่อทราบปัญหา อุปสรรค และกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหา พร้อมทั้งรายงานผลการดำเนินงานให้คณะอนุกรรมการฯ ทราบเป็นระยะ โดยปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินงานมาจากความเข้าใจที่คลาดเคลื่อนหรือการได้รับข้อมูลที่ไม่ถูกต้องของประชาชนต่อดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ส่งผลให้การดำเนินโครงการตามแผน PDP 2015 ได้รับการคัดค้านหรือต่อต้านจากชุมชน ดังนั้น เพื่อเป็นการสร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อการดำเนินงานตามแผน PDP2015 ป้องกันการบิดเบือนข้อมูล สนพ. ได้จัดทำโครงการแผนงานสื่อสารการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อเผยแพร่ข้อมูล และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อแนวคิดในการจัดทำแผน PDP 2015 ให้กับภาคประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนต่างๆ และเป็นช่องทางในการสื่อสารนโยบายในการจัดทำแผน PDP 2015 จากภาครัฐสู่ภาคประชาชนตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนอื่นๆ ให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต
รายเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้า ทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า
(กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขาย
นอกระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2.การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (GasPlan2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG
(2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง
ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยการดำเนินงานข้างต้นจะส่งผลให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับต่อความต้องการ และลดการนำเข้า LNG ในอนาคตได้ (ณ ปลายแผน ปี 2579 ลดลงกว่า 25 ล้านตันต่อปี) จากแผนเดิมที่อิง PDP 2010 Rev. 3 จะต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติ 100% ในรูปของ LNG เพื่อสนองต่อความต้องการใช้ในประเทศ เป็นปริมาณกว่า 47 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 6,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ในปี 2579 รวมทั้งวางกรอบแนวทางการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ในอนาคตให้เกิดการแข่งขัน และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ
(1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่า จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562
แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 เนื่องจากคาดว่าการใช้
ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าจะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
(2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEP ทำได้ 70%) คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
(3) กรณีคิดความเสี่ยงด้านการจัดหาจากสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแปลงสัมปทาน
ที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 โดยเหตุผลเพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทุนในการเจาะหลุมและพัฒนาแท่นหลุมผลิต แต่หลังจากปี 2565 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการเปิดให้ผู้ดำเนินงานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3.แผนดำเนินงานเพื่อรองรับแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว จะดำเนินการใน 4 ด้าน คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG โดยส่งสัญญาณของราคา ลดการพึ่งพา
ก๊าซธรรมชาติจากการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP2015 เร่งมาตรการประหยัดพลังงานของก๊าซธรรมชาติเพื่ออุตสาหกรรมตามแผน EEP 2015 ใน 6 มาตรการสำคัญ และส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) สำหรับรถยนต์ขนส่งสาธารณะและรถบรรทุก
(2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ
ให้ยาวนานขึ้น โดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น โดยเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ บริหารจัดการสัญญาสัมปทานที่จะสิ้นสุด บริหารจัดการแหล่งก๊าซในอ่าวไทย และพิจารณาพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ ได้แก่ เพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายเพื่อสร้างการแข่งขัน เสริมสร้างความร่วมมือในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระดับ AEC ผ่านทาง ASCOPEจัดตั้งสำนัก LNG เพื่อสนับสนุน และดูแลความเสี่ยงการจัดหา และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA) ซึ่งจากการดำเนินงานทั้ง 4 ด้าน พบว่า มีปัญหาอุปสรรคเกี่ยวกับแนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ และโครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ทั้งนี้ การดำเนินงานภายใต้แผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน มีการเชื่อมโยงสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลงย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผนอย่างใกล้ชิดเพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผนและปรับปรุงแผนฯ หากจำเป็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงาน โดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity: EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุง โดยปรับปีฐานซึ่งจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ เมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2.เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งให้จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ด้วย และในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan : EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเป้าหมายของแผน EEP 2015 ประกอบด้วย
(1) ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity : EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45
ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วม
ได้เป็นหลัก (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20
จากปริมาณที่ปล่อยในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ซึ่งมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ ได้แก่ (1) แบ่งแผนออกเป็น 3 ระยะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี (2) กลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ: ภาคอุตสาหกรรม
ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง (3) 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และ
กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
3.เป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานในปี พ.ศ. 2559 ได้กำหนดให้ต้องมีผลการอนุรักษ์พลังงานจากการดำเนินงานในทุกมาตรการรวมกันทั้งสิ้น 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แบ่งเป็นเป้าหมายเฉพาะที่มาจากมาตรการ
ที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง มีเป้าหมายผลอนุรักษ์อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2559 อยู่ที่ 1,059 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมทั้งได้มีการกำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานตลอดแผนไว้อย่างชัดเจน สำหรับความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ วันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ.2559 อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินมาตรการหลักภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย มาตรการ ดังนี้ (1) มาตรการการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม เป้าหมายอยู่ที่ 299 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 226 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) มาตรการใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์เป้าหมาย 104 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 58 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (3) มาตรการสนับสนุนด้านการเงิน เป้าหมายอยู่ที่ 417 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และมาตรการส่งเสริมการใช้หลอด LED เป้าหมายอยู่ที่ 13 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ อยู่ระหว่างดำเนินการ โดยผลการอนุรักษ์พลังงานที่ดำเนินการได้จาก 4 มาตรการ ดังกล่าว คิดเป็นผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 288 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 35 ของเป้าหมายปี พ.ศ. 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน พร้อมทั้งดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ของ AEDP 2015
2.การจัดทำแผน AEDP 2015 ได้นำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP2015) กรณีที่สามารถบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 แล้ว คาดการณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย
ณ ปี 2579 จะอยู่ที่ระดับ 131,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสุทธิของประเทศจากแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan :PDP2015)
ในปี 2579 มีค่า 326,119 ล้านหน่วยหรือเทียบเท่า 27,789 ktoe ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานความร้อน
ในปี 2579 เท่ากับ 68,413 ktoe และค่าพยากรณ์ความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ในปี 2579 มีค่า 34,798 ktoe มาเป็นกรอบในการกำหนดเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งพิจารณาถึงศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนที่สามารถนำมาพัฒนาได้ ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพภายใต้แผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 โดยภายใต้กรอบแผน AEDP 2015 มีการกำหนดเป้าหมายของพลังงานทดแทนในภาคการผลิตไฟฟ้า พลังงานความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 19,684.40 เมกะวัตต์หรือ 5,588.24พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) การผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทน25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และ (3) การผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพจากพลังงานทดแทน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนจากทั้ง 3 ภาคเป็น 39,388.67 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งเมื่อเทียบสัดส่วนกับการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายจำนวน 131,000.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายอยู่ที่ร้อยละ 30
3.จากข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2559 ของศูนย์สารสนเทศข้อมูลพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน พพ. พบว่า สถานะปัจจุบัน (เดือนมกราคม – มีนาคม 2559) ประเทศไทยมีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ร้อยละ 13.86 เพิ่มสูงขึ้นจากสิ้นปี 2558 ที่มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ร้อยละ 12.94
ซึ่งในการติดตามการดำเนินงานเพื่อผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ข้อมูลเดือนมกราคม – มีนาคม 2559
มีกำลังติดตั้งไฟฟ้าสะสม 7,962.79 เมกะวัตต์ โดย พพ. มีการพยากรณ์เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน
ณ สิ้นปี 2559 อยู่ที่ 8,543.10 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นอีก 271.86
เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตามข้อมูล ณ วันที่ 11 พฤษภาคม 2559 จากเวบไซต์ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานระบุว่า ณ สิ้นปี 2559 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเข้าสู่ระบบสายส่งทั้งสิ้น 1,342.35
เมกะวัตต์ หากสามารถดำเนินการได้ตามปริมาณดังกล่าว การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจะบรรลุตามเป้าหมายที่ พพ. คาดการณ์
4.ในส่วนของภาคความร้อนและภาคขนส่ง จากข้อมูลช่วงเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน 1,741 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และตัวเลขพยากรณ์เป้าหมายปริมาณการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ณ สิ้นปี 2559 ที่ พพ. คาดการณ์จะอยู่ที่ 6,594.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทำให้ต้องมีการผลักดันการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนเพิ่มสูงขึ้นถึง 4,853.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ในส่วนของภาคขนส่งผลการดำเนินงานเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง 7.73 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้เอทานอล 3.52 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 4.21 ล้านลิตรต่อวัน โดย พพ. พยากรณ์ตัวเลขเป้าหมายปริมาณการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ณ สิ้นปี 2559 ที่ 7.13 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้
เอทานอล 3.55 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 3.58 ล้านลิตรต่อวัน จะเห็นว่าขณะนี้มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพมากกว่าเป้าหมายที่ได้พยากรณ์ไว้ 0.60 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งมาจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณการใช้ไบโอดีเซล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ Roadmap การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไขโดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก
ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ย
เนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับในวงเงิน 9,000 บาท
ต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาท
ต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริง
โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้คิดค่าขนส่งโดยใช้อัตราค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณแต่สูงสุดได้ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ทั้งนี้ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. ไปหารือร่วมกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่ง ดังกล่าว เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีก๊าซธรรมชาติหลัก) ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 12.55 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยในเบื้องต้นมีแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย และในระยะต่อไปลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในปัจจุบันได้มีการดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าตาม Roadmap ที่ได้วางไว้ และอยู่ในขั้นตอนการแก้ไขอุปสรรคต่างๆ ของการนำเข้า และเตรียมพร้อมรองรับการเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียด ดังนี้ (1) การยกเลิกชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาค ได้ดำเนินการแล้วเสร็จตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 เรื่อง โครงสร้างราคา
ก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2559 และการดำเนินการตาม Roadmap (2) การเปิดบริการโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LPG อยู่ระหว่างพิจารณาอัตราค่าบริการและกฎระเบียบการใช้คลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วยส่วนของระบบคลังเดิมและของส่วนขยายเพิ่ม (โครงการ LIFE) ทั้งนี้ ในส่วนของโครงการ LIFE อยู่ระหว่างการคำนวณอัตราค่าบริการจากผลตอบแทนการลงทุนตามกรอบที่ กพช. เห็นชอบ เมื่อวันที่
8 มิถุนายน 2555 โดยมีหลักการคิดอัตราด้วยการแยกต้นทุนเงินลงทุนตามแหล่งผลิตและจัดหา และ (3) การประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อยู่ระหว่างการร่างหลักเกณฑ์การประมูลในรายละเอียด โดยมีหลักการคือ ผู้ประมูลต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่าย ก๊าซ LPG การประมูลนี้เป็นการประมูลสิทธิ
การนำเข้าในรอบระยะเวลา 6 เดือน ซึ่งกรมธุรกิจพลังงานจะสั่งให้ผู้ชนะการประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ตามจำนวนและระยะเวลาที่กำหนดเป็นคราวๆ ไป ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ชนะการประมูลเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายอื่นที่ไม่ใช่ ปตท. ผู้ชนะการประมูลจะต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาจากต่างประเทศทั้งหมดให้กับ ปตท. ณ จุดรับซื้อก๊าซ LPG
ที่คลังก๊าซเขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี
2. กรมธุรกิจพลังงานรายงานว่าจะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และ
เนื่องด้วยความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
3. สนพ. เห็นควรให้มีการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แบบมีเงื่อนไข โดยยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นๆ สามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรี โดยไม่ต้องผ่านระบบการประมูลที่ได้วางแผนไว้ รวมถึงปรับระบบโครงสร้างราคาและกฎระเบียบให้รองรับการเปิดเสรีนำเข้า อาทิเช่น (1) อนุญาติให้ส่งออกก๊าซ LPG ได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ
(2) เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น
CP-flat เหรียญสหรัฐฯ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด (3) โรงแยก
ก๊าซธรรมชาติและคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ยังคงอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ (4) เตรียมยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด (5) ศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม นอกจากนี้
มีการกำหนดมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน โดยให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการผู้ค้าน้ำมันให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ซึ่งสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้ เตรียมพร้อมเสนอ กบง./กพช. ในเดือนสิงหาคม 2559 เพื่อเตรียมการให้เกิดการเปิดเสรีตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา
(โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2.จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 301 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 43 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559
อยู่ที่ 35.4733 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2559 จำนวน 0.1418 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.9150 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม
3.จากราคาก๊าซ LPGPool ของเดือนกรกฎาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5960 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาท
ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 22 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.0647 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 17 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่
8 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ภายใต้คำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยขับเคลื่อนการดำเนินงานตามนโยบาย แผนงาน และมาตรการด้านพลังงาน จนถึงปัจจุบันมีจำนวน 16 คณะ และต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ ประสานหน่วยงานที่ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการ 16 คณะ ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 7 คณะ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 4 คณะ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จำนวน 2 คณะ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) จำนวน 2 คณะ และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จำนวน
1 คณะ เพื่อขอให้พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. สนพ. ได้มีหนังสือถึง 5 หน่วยงาน ประสานแจ้งให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 16 คณะ พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อจะได้นำเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : เห็นสมควรให้คงอยู่ต่อไป เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 9 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 5 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) และคณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มี พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และมี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน กลุ่มที่ 2 : เห็นควรให้คงอยู่ต่อไป แต่ขอปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ และ กลุ่มที่ 3 : เห็นควรให้ยกเลิก จำนวน 4 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล มี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง มี สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศทั้งด้านความมั่นคงทางพลังงานและพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และ สบพน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการวินิจฉัยปัญหาการจ่ายเงินชดเชยและการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการปรับภาษีสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ
จำนวน 16 คณะ
2. เห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 2 จำนวน 3 คณะ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานนำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 3 จำนวน 4 คณะ
เรื่องที่ 10 รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้แจ้งความคืบหน้าแผนการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ ที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และภาคไฟฟ้า อย่างมีนัยสำคัญในช่วงปี 2559 โดยการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ แหล่ง JDA–A18 ผู้ผลิตได้แจ้งแผนงานการทำงาน BoosterCompressorProject เพื่อรักษาความสามารถในการจ่ายก๊าซฯ ตามสัญญา ต่อเนื่องจากปี 2558 เป็นเวลา 12 วัน ระหว่างวันที่ 20 – 31 สิงหาคม 2559 และผู้ผลิตก๊าซฯ แจ้งว่าภายหลังการหยุดผลิตข้างต้น ผู้ผลิตก๊าซฯ จะทยอยเพิ่มกำลังการผลิตโดยคาดว่าจะใช้เวลาประมาณ 18 วัน จนกว่าการผลิตจะกลับเข้าสู่ภาวะปกติ รายละเอียดมีดังนี้ (1) วันที่ 20 - 31 สิงหาคม 2559 (12 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor tie-in and de-spading ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติหายไปวันละ 421MMscfd ส่งผลกระทบต่อการจำหน่ายก๊าซของสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้ตอนล่างจำนวน 14 สถานี (สุราษฎร์ธานี นครศรีธรรมราช สงขลา) ปริมาณรวม 140 ตันต่อวัน และส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง และ (2) วันที่ 1 - 18 กันยายน 2559 (18 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor ramp up ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติลดลง 30 - 210 MMscfd ไม่ส่งผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซ NGV และระบบไฟฟ้า
2. การดำเนินการบริหารจัดการด้านการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อลดผลกระทบ เตรียมการจัดหา
ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทดแทนก๊าซฯ ที่ขาดไปบางส่วน โดยจ่ายไปยังระบบท่อฯ ฝั่งตะวันออกและจัดหาน้ำมันดีเซล สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ซึ่งมีแผนการเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล 2 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงที่ผู้ผลิตก๊าซฯ หยุดจ่ายก๊าซฯ ทั้งหมด โดย ปตท. มีแผนการจัดส่งน้ำมันดีเซล ซึ่งจะขนส่งโดยรถยนต์จากคลังปิโตรเลียมสงขลาด้วยความสามารถจัดส่งประมาณวันละ 1 ล้านลิตร
3. การบริหารจัดการ NGV เพื่อลดผลกระทบ ได้แก่ (1) การจัดสรรปริมาณก๊าซฯ เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ ในระหว่างวันที่ 20 - 29 สิงหาคม 2559 (10 วัน) จัดส่งก๊าซฯ จากสถานีก๊าซฯ หลักในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ปริมาณ 35 ตันต่อวัน และบรรจุก๊าซฯ เก็บไว้ล่วงหน้าที่สถานีก๊าซฯ หลักจะนะ ปริมาณ 20 ตันต่อวัน และในวันที่ 30 - 31 สิงหาคม 2559 (2 วัน) ใช้ก๊าซฯ จาก Line Pack ในท่อ Offshore จ่ายให้กับสถานีบริการ NGV ได้ตามปกติ และ (2) การสื่อความและประชาสัมพันธ์จะดำเนินการตั้งแต่ช่วงก่อน Shutdown ไปจนถึงระหว่าง Shutdown (มิถุนายน – สิงหาคม 2559) โดยใช้เครื่องมือต่างๆ ได้แก่ การติดป้าย Banner โปสเตอร์
การแจกใบปลิว และเสียงตามสายในสถานีฯ สื่อวิทยุ ข่าวแจก และตัวอักษรวิ่งในฟรี TV การจัดประชุม สัมมนาสื่อความ กับหน่วยงานภาครัฐและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ พบปะสื่อมวลชนท้องถิ่น ส่งจดหมายแจ้งลูกค้า ผู้บริหารสถานีบริการ NGV หน่วยงานราชการ หน่วยงานความมั่นคงและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ
4. การบริหารจัดการด้านพลังงานไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ (2) ผลกระทบ
ระบบไฟฟ้า ได้แก่ ผลกระทบระบบผลิต และผลกระทบระบบส่ง (3) ลำดับการเดินเครื่องและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าระหว่างเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2559 และ (4) มาตรการรองรับ ได้แก่ ระบบผลิต เชื้อเพลิง ระบบส่ง และ Demand Side
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
การประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นภาษีสรรพสามิต ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ซึ่ง สนพ.
ได้ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตของน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 กรณีการโอนอัตราเงินเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต ทำให้มีรายได้ภาษีสรรพสามิตเพิ่มขึ้น 135,259 ล้านบาท จากมีรายได้รวม 118,569 ล้านบาท เป็น 253,828 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2559 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบหลักการของร่างประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง ลดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ ..) เพื่อปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน
และน้ำมันดีเซลและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน โดยเป็นการดำเนินการให้มีผลบังคับสอดคล้องกับสภาวการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบันและเสริมสร้างเสถียรภาพทางการคลังของประเทศ เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐในรูปแบบของเงินงบประมาณแผ่นดิน สามารถนำไปช่วยพัฒนาเศรษฐกิจของชาติ ช่วยพัฒนารักษาสิ่งแวดล้อม (ลดมลพิษจาก CO2 และ N2O) การสร้างถนน และซ่อมบำรุงถนนหนทาง การลดอุบัติเหตุ (การลดความสูญเสียที่เกิดขึ้นจากอุบัติเหตุจราจร)
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 44.72 55.79 และ 57.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา
วันที่ 5 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2786 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 39.77 บาทต่อลิตร และราคาเอทานอล ณ เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 22.80
บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 จาก 0.2540 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 จาก 0.2090 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20
จาก -2.7520 เป็น -3.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 จาก -9.2960 เป็น -9.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.14 เป็น 0.01 บาทต่อลิตร แต่สำหรับน้ำมันเบนซินจากให้คงอัตราเดิม โดยผลจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต ส่งผลให้รัฐมีรายได้เพิ่มขึ้น 800 ล้านบาทต่อเดือน จาก 15,252 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 16,053 ล้านบาทต่อเดือน และผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 383 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) จากมีรายรับ 13 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 0.41 ล้านบาทต่อวัน)
เป็นมีรายจ่าย 371 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 กรกฎาคม 2559มีทรัพย์สินรวม 51,718 ล้านบาท หนี้สินรวม 7,257 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 44,461 ล้านบาท
โดยแยกเป็นของน้ำมัน 37,333 ล้านบาท และก๊าซ LPG 7,128 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นดังนี้
| ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) | เดิม | ใหม่ | เปลี่ยนแปลง(+/-) |
| น้ำมันเบนซิน | 6.3100 | 6.3100 | 0.0000 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.2540 | 0.1000 | -0.1540 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | 0.2090 | 0.1000 | -0.1090 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.7520 | -3.0000 | -0.2480 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -9.2960 | -9.3500 | -0.0540 |
| น้ำมันดีเซล | 0.1400 | 0.0100 | -0.1300 |
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับวันเดียวกับการปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว