กพช. ครั้งที 3 วันพฤหัสบดีที่ 13 สิงหาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2558 (ครั้งที่ 3)
วันพฤหัสบดีที่ 13 สิงหาคม 2558 เวลา 09.00 น.
1.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2557
3.รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4.แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
5.ขอเลื่อนวัน SCOD โครงการการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร
6.มาตรการพิเศษส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวล ขยะ และก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา
8.การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558
9.ข้อเสนอให้โครงการห้วยลำพันใหญ่ที่ สปป. ลาว เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด
10.ร่าง สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited
11.การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติด ตั้งบนพื้นดินสำหรับที่พักอาศัย และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าในระบบส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ดังนี้ (1) แบบติดตั้งบนพื้นดิน ให้รับซื้อไฟฟ้าครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าที่ได้ยื่นข้อเสนอไว้แล้ว 1,054 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย และ (2) แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ (ให้ครบ 100 เมกะวัตต์) อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และให้ขยายเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับ Solar PV Rooftop ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ เป็นภายในเดือนมิถุนายน 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่ง ขันด้านราคา (Competitive Bidding) จากเดิมภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 แต่สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 9,844 โครงการ รวมกำลังการผลิต ติดตั้ง 8,684 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น 3 ประเภท ได้แก่ (1) ประเภทที่โครงการขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) เรียบร้อยแล้ว 4,766เมกะวัตต์ (2) ประเภทโครงการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างการดำเนินการ และ/หรือรอ COD รวม 2,438 เมกะวัตต์ และ (3) ประเภทที่โครงการได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ลงนามในสัญญา 1,479 เมกะวัตต์
3. สำหรับความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์นั้น สามารถแบ่งเป็นโครงการต่าง ๆ ได้ 2 โครงการ ได้แก่ (1) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา หรือ Rooftop (รอบปี 2556 และปี 2558) ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้ารวม 8,811 ราย รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 167 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ (2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในระบบ Adder เดิม (ซึ่งไม่เป็นทางการมักเรียกว่า “โครงการโซลาร์-ล้างท่อ”) ปัจจุบันมีโครงการที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างการเร่งรัดก่อสร้างและรอ COD รวม 100 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 584 เมกะวัตต์ ในขณะที่มีโครงการอีกบางส่วนที่ยังอยู่ในขั้นตอนการตอบรับซื้อไฟฟ้า 71 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 399 เมกะวัตต์ โดยกระทรวงพลังงานคาดว่าทั้ง 171 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 983 เมกะวัตต์ จะสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนดการถึงภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558
4. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ด้วยวิธีการประมูลแข่งขัน (Competitive Bidding) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) พ.ศ. 2558 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2558 ต่อมา กกพ. ได้จัดทำหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการประมูลแข่ง ขัน โดยมีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นผ่านทางเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. ในช่วงวันที่ 26 มิถุนายนถึง 10 กรกฎาคม 2558 รวมทั้งได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นเฉพาะกลุ่ม (Focus Group) จากผู้มีส่วนได้เสียเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2558 ทั้งนี้จากการดำเนินการพบประเด็นปัญหาหลายประการ เช่น ข้อจำกัดของสายส่ง ปัญหาผังเมือง และการแย่งซื้อเชื้อเพลิงโดยเฉพาะชีวมวล ซึ่งกระทรวงพลังงานจะดำเนินการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว รวมถึงประเด็นโครงการค้างท่อต่างๆ ต่อไป รวมทั้ง ทำให้เกิดการเปลี่ยนผ่านจากระบบ FiT คงที่ไปสู่ระบบ FiT Bidding สำหรับโครงการประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2557
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำ งบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ในการประชุมเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2557 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558
2. ในปีงบประมาณ 2557 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 17,976,040 บาท แบ่งเป็น สนับสนุนเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 12,671,740 บาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 4,664,300 บาท และค่าใช้จ่ายบริหารงาน 640,000.00 บาท โดยเมื่อสิ้นปีงบประมาณ 2557 มีการเบิกจ่ายไปแล้ว 208,145.42 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน สำหรับหมวดรายจ่ายอื่นๆ เนื่องจากการอนุมัติคำขอรับการสนับสนุนปีงบประมาณ 2557 ล่าช้ากว่ากำหนด ดังนั้น ณ วันที่ 30 กันยายน 2557 จึงยังไม่มีการเบิกจ่าย
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2557 (1) งบแสดงฐานะการเงิน ปีงบประมาณ 2557 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ 449.351 ล้านบาท หนี้สินรวมของกองทุน 0.086 ล้านบาท และสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 449.264 ล้านบาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2557 รายได้รวมจากการดำเนินงาน 19.311 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายรวม 16.561 ล้านบาท และรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.749 ล้านบาท ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2557 กองทุนฯ มีสัดส่วนของรายได้ลดลง เนื่องจากรายได้ดอกเบี้ยลดลง และค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น เนื่องจากมีรายจ่ายผูกพันของปีงบประมาณ 2556 ที่นำมาเบิกจ่ายในปีงบประมาณ 2557 แต่ผลการดำเนินงานในภาพรวมยังคงมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 2,749,798.11 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว โดยปี 2554 - 2557 ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดหา LNG ได้เองด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และตั้งแต่ปี 2558 ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ และหากจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาประเภท 2% ซัลเฟอร์ (2%S) (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หากเป็นการจัดหาในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยทั้งหมดนี้ได้กำหนดให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะ ๆ ต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว 20 ปี กับ Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 รวมทั้ง เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดยให้ ปตท. จัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติฯ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยต้องไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว
3. การจัดหาและนำเข้า LNG ปี 2554 - 2557 เป็นไปตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติฯ ที่เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 0.5 1.0 2.4 และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ โดยตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ปตท. ได้จัดหาและนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.7 ล้านตัน (นำเข้าสูงกว่าแผน เนื่องจากมีอุบัติเหตุท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลรั่ว) 0.98 1.41 และ 1.34 ล้านตัน ตามลำดับ ซึ่งการรายงานการจัดหา LNG ในช่วงระยะเวลานี้ได้เคยรายงานให้ กพช. ทราบด้วยแล้ว (เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557)
4. ต่อมาในปี 2558 ปตท. เริ่มนำเข้า LNG แบบสัญญาระยะยาวเป็นเที่ยวเรือแรกจากบริษัท Qatargas ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาว ปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี แต่ก็ยังมีการนำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยคาดว่าจะมีปริมาณการนำเข้า LNG รวมในปี 2558 ประมาณ 2.60 ล้านตัน ดังนี้ (1) วันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการนำเข้า LNG ปริมาณ 1,319,094 ตัน รวม 16 เที่ยวเรือ จากสัญญาระยะยาว (Qatargas) 11 เที่ยวเรือ ปริมาณ 1,001,229 ตัน และจากสัญญาระยะสั้นและ/หรือ Spot จำนวน 5 เที่ยวเรือ ปริมาณ 317,866 ตัน และ (2) วันที่ 1 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2558) คาดว่าจะนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว 11 เที่ยวเรือ ประมาณ 990,128 ตัน และจะจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot 4 เที่ยวเรือ ประมาณ 273,189 ตัน โดยแผนการจัดหา Spot LNG อาจเปลี่ยนแปลงได้ตามความต้องการใช้ก๊าซในขณะนั้น ๆ
5. สำหรับในช่วงปี 2559 - 2561 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG ประมาณ 4.8 - 7.8 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ ปัจจุบันมีสัญญาระยะยาวจาก Qatargas เพียง 2 ล้านตันต่อปี ทำให้จำเป็นต้องจัดหาสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างขอความเห็นชอบจากภาครัฐเพื่อลงนามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม 2 ฉบับ จากบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ BP Singapore PTE. Limited รายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวม 2 ล้านตันต่อปี) เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ โดยบริษัท Shell และ BP จะเริ่มการส่งมอบในเดือนเมษายน 2559 ในปริมาณ 0.375 และ 0.315 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทำให้เมื่อรวมกับสัญญา Qatargas แล้วประเทศจะมีอุปทาน LNG จากสัญญาระยะยาวในปี 2559 รวมปริมาณ 2.69 ล้านตันต่อปี ซึ่งยังต่ำกว่าร้อยละ 70 ของความต้องการ LNG ทั้งหมดที่ประมาณการไว้ จึงยังต้องมีการจัดหา Spot LNG เพิ่มเติม และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป จะต้องดำเนินการให้เป็นไปตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยมีหลักเกณฑ์พิจารณาคัดเลือกผู้ขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ได้แก่ ราคาเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ ความมั่นคงในการจัดหา เงื่อนไขสัญญามีความยืดหยุ่น ความน่าเชื่อถือของคู่สัญญา ปริมาณที่เสนอขาย มีการกระจายความเสี่ยง ที่ตั้งแหล่ง LNG ระยะเวลาการขนส่ง และคุณภาพก๊าซฯ เป็นไปตามที่ผู้ซื้อต้องการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบถึงเหตุผลความจำเป็นของแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 ซึ่งเป็นแผนฉบับใหม่ที่ปรับปรุงให้มีความเข้มข้นขึ้น ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ตามที่กระทรวงพลังงานจัดทำตามนโยบายของรัฐบาล (นายกรัฐมนตรี นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานโดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล (นายกรัฐมนตรี นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) โดยปรับปีฐานจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศเมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่ มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย 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
3. สำหรับการจัดทำแผน EEP 2015 ซึ่งเป็นแผนใหม่ ได้เริ่มต้นโดยการนำแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) มาทบทวน โดยในช่วงระยะสั้นถึงปานกลางมีการพยากรณ์ว่าราคาน้ำมันในตลาดโลกน่าจะอยู่ใน ระดับต่ำกว่า 50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ดังนั้นกระทรวงพลังงาน จึงยกระดับความเข้มข้นของการขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยได้ปรับปรุงแผนเดิม (2554 - 2573) ให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งเป็นไปตามที่ผู้นำกลุ่มความร่วมมือทางเศรษฐกิจเอเชีย-แปซิฟิก (APEC) ได้ประกาศเจตจำนงมีเป้าหมายร่วมกันที่จะลดอัตราส่วนของปริมาณพลังงานที่ใช้ ต่อผลของกิจกรรมหรือลดความเข้มการใช้พลังงานลงอย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 (ค.ศ. 2035) โดยมีสัดส่วนที่ประเทศไทยพึงจะมีส่วนร่วมได้ประมาณร้อยละ 26 - 30 ดังนี้
3.1 ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ ใช้ค่าประมาณการแนวโน้มของเศรษฐกิจ (GDP) จัดทำโดยสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) โดยมีอัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 3.94 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรในช่วงปี 2557 - 2579 ประมาณร้อยละ 0.03 ต่อปี จัดทำโดย สศช. และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2537 - 2556 และใช้ปี 2553 เป็นปีฐาน3.2 ปรับเป้าหมายลดการใช้พลังงาน ดังนี้ (1) ยกระดับความเข้มข้นในการลดดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงเป็นร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือลดการใช้พลังงานลง 56,142 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ ณ ปี 2579 (ตามค่าพยากรณ์อยู่ที่ระดับ 187,142 ktoe) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก และ (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น)3.3 ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน การจะบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงานลง ร้อยละ 30 ในปี 2579 เทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 ktoe นอกจากจะตระหนักถึงผลงานการอนุรักษ์พลังงานที่ผ่านมา ทำให้ EI ปี 2556 ลดจาก 15.28 เป็น 14.93 ktoeต่อพันล้านบาท คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมอยู่ 4,442 ktoe กระทรวงพลังงานได้เลือกเดินหน้าใน 10 มาตรการกับ 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ที่คาดว่าจะสามารถลดการใช้พลังงานได้เพิ่มเติมอีก 51,700 ktoe ดังนี้ ได้แก่ ขนส่ง (30,213 ktoe) อุตสาหกรรม (14,515 ktoe) อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ (4,819 ktoe) และอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย (2,153 ktoe)
4. ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ โดยนำมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานจากทั้งหมด 34 มาตรการ มาทบทวนคัดเลือกเฉพาะมาตรการเห็นผลเชิงประจักษ์โดยอ้างอิงจากผลสำเร็จของผล การดำเนินงานที่ผ่านมา จัดกลุ่มเป็น 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ได้แก่
4.1 กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) ได้แก่ (1) มาตรการบังคับใช้พระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2550 กำกับอาคาร/โรงงาน จำนวน 7,870 อาคาร และ 11,335 โรงงาน และอาจนำมาตรการชำระค่าธรรมเนียมพิเศษการใช้ไฟฟ้ามาบังคับใช้ จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 28 คิดเป็นไฟฟ้า 1,674 ktoe คิดเป็นความร้อน 3,482 ktoe (2) มาตรการกำหนดมาตรฐานการใช้พลังงานในอาคารใหม่ (Building Code) จำนวน 4,130 อาคาร โดยร่วมมือกับกระทรวงอุตสาหกรรมและมหาดไทย จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 36 ของความต้องการใช้พลังงานในอาคารใหม่ คิดเป็นไฟฟ้า 1,166 ktoe รวมทั้งมีมาตรการสนับสนุนเพื่อยกระดับอาคารที่ก่อสร้างใหม่ให้ได้ระดับการ ประเมินมาตรฐานอาคารเขียวในระดับสากล เช่น มาตรฐาน TREES หรือ LEED เป็นต้น (3) มาตรการกำหนดติดฉลากแสดงประสิทธิภาพการใช้พลังงานกับอุปกรณ์ไฟฟ้า 22 อุปกรณ์ และอุปกรณ์ความร้อน 8 อุปกรณ์ จะลดความต้องการใช้พลังงานในอุปกรณ์แต่ละประเภทได้ร้อยละ 6-35 คิดเป็นไฟฟ้า 2,025 ktoe คิดเป็นความร้อน 2,125 ktoe และ (4) มาตรการกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้ให้บริการด้านไฟฟ้าจะต้องช่วยให้ผู้ใช้บริการ หรือผู้ใช้ไฟฟ้าเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ไฟฟ้า Energy Efficiency Resource Standard (EERS) จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 0.3 โดยที่ไม่ลดผลผลิต คิดเป็นไฟฟ้า 500 ktoe4.2 กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) ได้แก่ (1) มาตรการช่วยเหลือ อุดหนุนด้านการเงิน เพื่อเร่งให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 10 – 30 คิดเป็นไฟฟ้า 1,285 ktoe คิดเป็นความร้อน 8,239 ktoe โดยมีรูปแบบการสนับสนุน เช่น ผ่านองค์กรหรือหน่วยงานที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับการพัฒนาโครงการอนุรักษ์ พลังงานแบบครบวงจร (Turnkey) การลงทุนและดำเนินการแทนเจ้าของกิจการ (Energy Service Company; ESCO) เป็นเงินลดภาระดอกเบี้ยเงินกู้ เช่น เงินกู้อัตราดอกเบี้ยต่ำ (Soft Loan) เงินทุนหมุนเวียน (Revolving funds) การร่วมทุน (Joint Venture) เป็นเงิน ให้เปล่า (Grant) เป็นต้น (2) มาตรการส่งเสริมการใช้แสงสว่างเพื่ออนุรักษ์พลังงาน โดยเปลี่ยนหลอดไฟฟ้า แสงสว่างในอาคารภาครัฐ 2 ล้านหลอด และทางสาธารณะ 3 ล้านหลอด เป็น Light Emitting Diode (LED) ลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 50 คิดเป็นไฟฟ้า 991 ktoe (3) มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง ส่งผลให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาพลังงานและเปลี่ยนลักษณะการใช้พลังงาน คิดเป็นพลังงานที่ลดลง 456 ktoe การปรับโครงสร้างภาษีสรรพสามิตรถยนต์ที่จัดเก็บตามปริมาณการปล่อยก๊าซ CO2 จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 27 คิดเป็น 13,731 ktoe การพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ จะช่วยลดการใช้น้ำมันได้ประมาณ 40 ล้านลิตรต่อปี หรือ 34 ktoe การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานการจราจรและขนส่งโดยเฉพาะการเปลี่ยนล้อเป็นราง ลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 78 คิดเป็น 9,745 ktoe ศึกษา วางแผน และดำเนินการรองรับการใช้ยานยนต์พลังงานไฟฟ้า จะลดความต้องการใช้พลังงานลง 1,123 ktoe ด้านวิศวกรรมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง เช่น การเปลี่ยนอุปกรณ์ การปรับปรุงรถ เป็นต้น ซึ่งจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 10 - 12 คิดเป็น 3,633 ktoe รวมทั้งการพัฒนาบุคลากรในการขับขี่เพื่อการประหยัดพลังงาน (ECO Driving) ซึ่งจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 25 คิดเป็น 1,491 ktoe และ (4) มาตรการส่งเสริมการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีอนุรักษ์พลังงาน การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และการกำหนดนโยบายและวางแผนพลังงาน4.3 กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) ได้แก่ มาตรการสนับสนุนการพัฒนาบุคลากร และสร้างกำลังคนด้านพลังงาน และ มาตรการสนับสนุนการรณรงค์ประชาสัมพันธ์สร้างจิตสำนึกใช้พลังงานอย่างรู้คุณ ค่า และเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้พลังงาน ซึ่งจะต้องมีการดำเนินการอย่างเข้มข้น จริงจัง และต่อเนื่อง
5. การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานในช่วงปี 2558 - 2579 รวมประมาณ 558,600 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 25,400 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 1,880 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 85 ล้านตัน เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสมประมาณ 8.5 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 386,000 ล้านบาทต่อปี ทั้งนี้ ภายใน 7 ปีแรก (ปี 2558 - 2564) จะเกิดการประหยัดพลังงานเทียบกับกรณีปกติ (BAU) รวม 54,280 ktoe เป็นด้านไฟฟ้า 5,408 ktoe (คิดเป็น 63,470 GWh) ด้านความร้อน 48,872 ktoe คิดเป็นมูลค่า 826,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 118,000 ล้านบาทต่อปี หลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 180 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 25 ล้านตัน และยังมีผลประโยชน์ทางอ้อมอื่นๆ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแผน EEP 2015 ใน 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คาดว่าจะเกิดการลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานจากทั้งภาครัฐและภาคเอกชน ประมาณ 2.4 ล้านล้านบาท โดยมี หน่วยงานขับเคลื่อนแผน EEP 2015 ประกอบด้วย หน่วยงาน ในสังกัดกระทรวงพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง กระทรวงมหาดไทย (กรมโยธาธิการและผังเมือง) กระทรวงอุตสาหกรรม (สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.)) กระทรวงคมนาคม ส่วนราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง รัฐวิสาหกิจ และองค์กรเอกชน (ด้านพลังงาน) ที่ไม่มุ่งค้าหากำไร เป็นต้น
6. กระทรวงพลังงานจัดทำแผน EEP 2015 โดยให้ความสำคัญกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วนเข้ามาร่วมโดยจัดสัมมนา รับฟังความคิดเห็นหลายครั้ง ดังนี้ (1) ตั้งแต่ช่วงเดือนสิงหาคมถึงกันยายน 2557 จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” ใน 4 ภูมิภาค ได้แก่ กรุงเทพมหานคร จังหวัดเชียงใหม่ จังหวัดขอนแก่น และจังหวัดสุราษฎร์ธานี (2) เดือนตุลาคมถึงธันวาคม 2557 จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เช่น สมาคมเครื่องปรับอากาศ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาอุตสาหกรรม แห่งประเทศไทย การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร สำนักงานพลังงานจังหวัด กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน เป็นต้น (3) ประชุมร่วมกับคณะอนุกรรมการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ไม่ต่ำกว่า 8 ครั้ง เพื่อชี้แจงรายละเอียดแนวคิดและหลักการจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงานที่จะ บูรณาการกับแผน PDP 2015 และร่วมนำเสนอแผนฯ ในงานสัมมนารับฟังความคิดเห็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2558 และ (4) ประชุมรับฟังความเห็นและ Focus Group อีกครั้งเมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2558 ที่ผ่านมา ซึ่งทุกฝ่ายที่เข้าร่วมประชุมได้ให้ความเห็นอย่างกว้างขวาง และเป็นส่วนสำคัญที่นำมาใช้ประกอบการจัดทำแผน EEP 2015 ในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนิน งานของแผน EEP 2015 นี้ด้วย เช่น แนวทางการประหยัดพลังงานแบบ ESCO สำหรับภาคราชการ ซึ่งมอบให้กระทรวงพลังงานและสำนักงบประมาณรับไปพิจารณาเพื่อให้ได้ข้อสรุป โดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ ติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย มีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือน ธันวาคม 2558 และให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดทำระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 และต่อมาคณะกรรมการบริหารฯ ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ กลั่นกรอง และคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและ สหกรณ์การเกษตร เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ โดยประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานคณะกรรมการข้าราชการพลเรือน รวมทั้งได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมเพื่อรับฟังความเห็นแบบ Focus Group รวม 4 ครั้ง จัดประชุมรับฟังความเห็นในภาพรวม 1 ครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารมาตรการฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ และให้นำส่งร่างหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการพิจารณาออกประกาศต่อไป
3. ร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร สรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดคุณสมบัติและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ แบ่งเป็น (1) กลุ่มหน่วยงานราชการ (ได้แก่ หน่วยงานราชการ มหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ องค์กรที่รัฐจัดตั้งขึ้น (แต่ทั้งนี้ไม่รวมองค์กรมหาชนและรัฐวิสาหกิจ) และองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น) โดยกำหนดให้หน่วยงานราชการต้องปฏิบัติตาม กฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง เช่น พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ กรณีมีเอกชน-ผู้สนับสนุนโครงการร่วมดำเนินโครงการและกำหนดให้พื้นที่โครงการ ต้องเป็นไปตามกฎหมายผังเมืองและกฎหมายอื่น ๆ ซึ่งจะไม่มีการยกเว้นเป็นกรณีพิเศษสำหรับโครงการนี้ และ (2) กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร ซึ่งได้แก่ สหกรณ์ประเภทสหกรณ์การเกษตร สหกรณ์ประมง และสหกรณ์นิคม จะต้องเป็นสหกรณ์ที่ผ่านการประเมินมาตรฐานคุณภาพในรอบปีที่ผ่านมาตามประกาศ ของกรมส่งเสริมสหกรณ์ เป็นต้น3.2 สำหรับรัฐวิสาหกิจและองค์การมหาชน เนื่องจากวัตถุประสงค์ของรัฐวิสาหกิจและองค์การมหาชนมีวัตถุประสงค์เฉพาะใน การจัดตั้งเพื่อดำเนินธุรกิจ โดยเฉพาะการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจเป็นผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในการซื้อขายไฟฟ้า จึงไม่ควรมีสิทธิในการเข้าร่วมโครงการฯ3.3 กำหนดให้มีการประกาศจุดเชื่อมต่อที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการได้ โดยประกาศของ กกพ. โดยจะประกาศเป็นเขตพื้นที่เพื่อให้ผู้ยื่นเสนอโครงการเลือกยื่นเสนอตามจุด เชื่อมต่อที่ประกาศ ทั้งนี้ คาดว่าจะดำเนินการภายหลังจากที่โครงการ FiT Bidding แล้วเสร็จ3.4 กำหนดการยื่นเข้าร่วมโครงการ เจ้าของโครงการต้องเป็นผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเองและต้องคัดเลือกผู้สนับสนุน โครงการมาพร้อมการยื่นใบสมัคร สำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ควรกำหนดให้เจ้าของโครงการฯ ที่เป็นสหกรณ์ภาคการเกษตรเข้าร่วมโครงการได้เพียง 1 โครงการ เพื่อเป็นการกระจายโครงการให้ทั่วถึงสหกรณ์ภาคการเกษตรทั่วประเทศ3.5 กำหนดจำนวนที่เจ้าของโครงการสามารถยื่นเข้าร่วมได้มากกว่า 1 โครงการ และในกรณีที่เจ้าของโครงการเป็นหน่วยงานราชการที่มีหลายส่วนงานและมีหลาย พื้นที่ดำเนินการกระจายในหลายจังหวัด สามารถเข้าร่วมโครงการได้ไม่เกิน 1 โครงการต่อ 1 ส่วนงานต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ (สำหรับหน่วยงานราชการให้พิจารณาส่วนงานภายใต้หน่วยงานราชการตามการแบ่งส่วน ราชการที่ปรากฏในกฎหมายหรือระเบียบว่าด้วยการแบ่งส่วนราชการนั้น) เพื่อให้เกิดการกระจายตัวของโครงการ ตัวอย่างเช่น ส่วนราชการที่มีหน่วยงานย่อยหลายส่วนงานอยู่ในพื้นที่บริเวณเดียวกัน จะเข้าร่วมโครงการได้ตามการแบ่งส่วนงานของส่วนราชการนั้น ๆ โดยแต่ละส่วนงานสามารถสมัครเข้าร่วมโครงการได้ไม่เกิน 1 โครงการต่อ 1 ส่วนงาน ต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ3.6 กำหนดคุณสมบัติขั้นต่ำของผู้สนับสนุนโครงการ พิจารณาจากความพร้อม 5 ด้าน ได้แก่ (1) เป็นนิติบุคคลประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชน ที่จดทะเบียนในประเทศไทย โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า (2) มีความพร้อมด้านเทคโนโลยี (3) มีความพร้อมด้านเงินลงทุน (4) เป็นบริษัทที่มีประสบการณ์หรือมีบุคลากรที่มีประสบการณ์ และ (5) เป็นผู้ที่ไม่อยู่ในบัญชีรายชื่อผู้ทิ้งงานของทางราชการ3.7 การกำหนดคุณสมบัติของผู้สนับสนุนโครงการฯ ควรทบทวนเรื่องข้อจำกัดไม่ให้มีผู้สนับสนุนโครงการฯ หลายโครงการมากเกินไป โดยอาจกำหนดให้ผู้สนับสนุนโครงการฯ ยื่นเสนอรวมกันได้ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (MWp) เพื่อให้เกิดการกระจายตัวและไม่เกิดการผูกขาด3.8 กำหนดวิธีคัดเลือกโครงการ กรณีมีผู้ยื่นเสนอโครงการมากเกินกว่าเป้าหมายการรับซื้อที่ 800 เมกะวัตต์ (MWp) โดยใช้วิธีการจับฉลากรวม (ไม่แบ่งเป้าหมายการรับซื้อระหว่างหน่วยราชการและสหกรณ์การเกษตร) โดยพิจารณาสายจำหน่ายและสายส่งไฟฟ้าในการรองรับโครงการ โดยพิจารณาตามลำดับดังนี้ (1) ไม่เกินศักยภาพและจำนวนโครงการที่รับได้ระดับ Feeder ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (2) ไม่เกินศักยภาพระดับหม้อแปลง (Transformer) และ (3) ไม่เกินศักยภาพระดับ Substation ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตามลำดับ จนเต็ม 800 เมกะวัตต์ (MWp) หากยังรับซื้อไม่ครบ 800 เมกะวัตต์ (MWp) หลักเกณฑ์ฯ พร้อมกำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการพิจารณาดำเนินการอย่างหนึ่งอย่างใดเพื่อรับซื้อให้ครบ 800 เมกะวัตต์ (MWp) หากมีโครงการเสนอปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าคง เหลือของเขตพื้นที่ กำหนดให้เจ้าของโครงการจะต้องแสดงความยินยอมที่จะลดปริมาณพลังไฟฟ้าลง โดยไม่เกินศักยภาพของระบบไฟฟ้าคงเหลือและไม่เกินปริมาณเป้าหมายการรับซื้อ ไฟฟ้าคงเหลือของเขตพื้นที่นั้น
4. การดำเนินโครงการให้เกิดประสิทธิผลในภาพรวมต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการ ได้แก่ การกำหนดพื้นที่รับซื้อตามศักยภาพสายส่งซึ่งต้องให้การรับซื้อไฟฟ้าในระบบ FiT Bidding แล้วเสร็จก่อน การให้เวลาหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรดำเนินการตามระเบียบ การจัดเตรียมเอกสาร การขออนุญาตใช้พื้นที่จากกรมธนารักษ์ การจัดหาผู้สนับสนุนโครงการ การพิจารณาข้อเสนอและการคัดเลือกโครงการ เป็นต้น ทั้งนี้ จากข้อมูลเบื้องต้นของ กฟผ. พบว่าสายส่งไฟฟ้าอาจไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการได้ทั้งหมดในปี 2560 – 2561 ดังนั้น จึงต้องแบ่งระยะเวลาการขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 สำหรับพื้นที่ทั่วประเทศที่มีศักยภาพสายส่งรองรับได้ และระยะที่ 2 ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่สายส่งไม่สามารถรองรับได้ในระยะที่ 1 โดยสรุปแผนการดำเนินงานได้ดังนี้ (1) กันยายน 2558 – มกราคม 2559 ประกาศหลักเกณฑ์และเตรียมข้อเสนอโครงการ (2) พฤศจิกายน 2558 ประกาศจุดเชื่อมต่อโครงการหรือประกาศ Zoning (3) กุมภาพันธ์ถึงมีนาคม 2559 ยื่นใบสมัครและปรับปรุงให้ข้อมูลครบถ้วน (4) เมษายนถึงพฤษภาคม 2559 พิจารณาข้อเสนอโครงการและคัดเลือกด้วยการจับฉลาก (5) มิถุนายนถึงกันยายน 2559 ทำสัญญาขายไฟฟ้า หรือ PPA กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (6) ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ระยะแรกสำหรับพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดสายส่ง และ (7) ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์หรือ SCOD ระยะที่ 2 สำหรับพื้นที่ที่สายส่งไม่สามารถรองรับได้ในระยะที่ 1
มติของที่ประชุม
1. รับทราบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ ความเห็นชอบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบการเลื่อนวันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์การเกษตรออกไป จากเดิมภายใน 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะ ๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบสายส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมาย ให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และ อำเภอนาทวี) โดยสนับสนุนส่วนเพิ่มพิเศษจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในพื้นที่ดังกล่าว ทั้งรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) และรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) แต่ปัจจุบันระบบสายส่งในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้มีข้อจำกัด ทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมได้ เนื่องจากบริเวณดังกล่าว มีโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รวมกำลังผลิต 1,638.1 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม จะนะชุดที่ 1 และ 2 (1,531 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าเขื่อนบางลาง (72 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 35.1 เมกะวัตต์ และที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบอีก 82.5 เมกะวัตต์ ในขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในบริเวณดังกล่าวในปี 2559 - 2561 มีค่าประมาณ 250 – 310 เมกะวัตต์ ทำให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เหลือจ่ายไหลผ่านระบบส่งไฟฟ้าขึ้นไปยังตอนบน ของภาคใต้ กฟผ. จึงจำเป็นต้องปฏิเสธการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดังกล่าว จำนวน 9 ราย (180.95 เมกะวัตต์) ได้แก่ โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะน้ำเสีย 1 ราย และโรงไฟฟ้าชีวมวล 8 ราย
2. ภาคเอกชนมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้พิจารณาส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวลในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) เพื่อให้เกิดการลงทุนที่ยั่งยืน การสร้างงานและกระจายรายได้ให้ชุมชน ซึ่งกระทรวงพลังงานได้มีหนังสือให้ข้อคิดเห็นนำเสนอ กกพ. เพื่อพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) ควรทดสอบระบบการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT-Bidding ในพื้นที่ที่มีความพร้อม เช่น ชีวมวลควรเปิดคัดเลือกในพื้นที่จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (จะนะ เทพา สะบ้าย้อย และนาทวี) ที่ไม่มีปัญหาการแย่งซื้อชีวมวล โดยมีแนวทางที่จะให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจากภาคเอกชนภายใต้รูป แบบ VSPP ได้ประมาณ 50 เมกะวัตต์ จากมาตรการพิเศษที่จะขอให้ กฟผ. ลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจะนะเป็นการชั่วคราว ซึ่งจะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ (2) ให้มีการเปิดคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (ของเสีย/น้ำเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) ในพื้นที่ที่มีความพร้อมภายใต้ระบบ FiT-Bidding ในพื้นที่ทั้งประเทศที่มีความสามารถของระบบสายส่งที่พร้อม ทั้งนี้ เพื่อให้การกำกับดูแลการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff สอดคล้องกับนโยบายเพิ่มเติมการรับซื้อไฟฟ้า เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2558 ต่อมา กกพ. จึงได้ออกประกาศเลื่อนการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP รวมทั้งหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธี การคัดเลือกโดยการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ของโครงการดังกล่าว จากเดิมที่ กพช. เห็นชอบให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 โดยเลื่อนการออกประกาศฯ และหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวออกไปก่อน ทั้งนี้ ส่วนหนึ่งเพื่อรอการพิจารณาของ กพช. เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ
3. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในการประชุม เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 ได้เห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการประสานงานเพื่อขับเคลื่อนพันธกิจด้าน พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยเห็นว่าควรเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลาเพิ่มเติม และให้ กฟผ. บริหารจัดการลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation) ลง 50 เมกะวัตต์ เป็นการชั่วคราว ซึ่งคาดว่าอาจจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า (Ft) ประมาณ 0.5 สตางค์ต่อหน่วย (เฉลี่ยประมาณ 977 ล้านบาทต่อปี) ประมาณ 3 ปี ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาแล้ว เห็นว่ามีความคุ้มค่าในการดำเนินการ เนื่องจากจะเกิดผลประโยชน์โดยรวมในการกระตุ้นเศรษฐกิจผ่านการลงทุนและสร้าง งานสร้างรายได้จากโรงไฟฟ้าประเภทชีวมวลและก๊าซชีวภาพแก่ประชาชน ควบคู่ไปกับการสนับสนุนการสร้างเศรษฐกิจที่เข้มแข็งขึ้น นำสู่สังคมที่มั่นคงในพื้นที่3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวล ขยะ และ ก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา และจังหวัดนราธิวาส) และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ในปริมาณกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding ยกเว้นเชื้อเพลิงขยะ) โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิง ชีวมวล กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 30 – 40 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 10 - 20 เมกะวัตต์ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation)
2. ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงประเภทขยะให้การรับซื้อไฟฟ้าสอดคล้อง และเป็นไปตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
3. เห็นชอบให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการดำเนินการตามข้อ 1 ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
4. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 ออกไปก่อน และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศรับข้อเสนอขอขาย ไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) ซึ่งครอบคลุมการดำเนินงานตามข้อ 1 ให้แล้วเสร็จโดยเร็วต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่เพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคงเพื่อรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ประมาณไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการ
2. วันที่ 22 เมษายน 2558 กระทรวงพาณิชย์มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มเพื่อใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ตามมติคณะอนุกรรมการเพื่อบริหารจัดการปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มด้านการตลาด ทั้งนี้ เพื่อเป็นหนึ่งในมาตรการที่จะช่วยระบายน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินออกจากตลาด ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงธันวาคม 2558 โดยจะขอให้ กฟผ. รับซื้อเพิ่มอีกประมาณ 15,000 ตัน ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2558 กฟผ. มีหนังสือถึงประธาน กกพ. ขอให้พิจารณาอนุญาตนำค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าจ่ายตามนโยบายของ รัฐในค่า Ft และเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2558 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่าการดำเนินการดังกล่าว จะทำให้สัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่สูงขึ้น เป็นร้อยละ 23 เกินกว่าที่ กพช. เคยมีมติอนุมัติไว้
3. สำหรับด้านการปฏิบัติงาน กฟผ. ได้ปรับปรุงอุปกรณ์ที่โรงไฟฟ้ากระบี่แล้วเสร็จเดือนเมษายน 2558 ทำให้มีความสามารถที่จะรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบจำนวน 15,000 ตันได้ ประกอบด้วยถังเก็บน้ำมันปาล์มดิบความจุ 1.5 ล้านลิตร จำนวน 1 ถัง และหัว Burner ให้สามารถเผาน้ำมันปาล์มได้ 18 ตันต่อชั่วโมง (เดิม 4 ตันต่อชั่วโมง) โดยหาก กฟผ. ปฏิบัติตามที่กระทรวงพลังงานประสานขอมา จะให้ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบในราคา 25 บาทต่อกิโลกรัม หรือมีค่าเทียบเท่ากับราคาน้ำมันเตาประมาณ 26.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาน้ำมันเตา ณ เดือนมีนาคม 2558 อยู่ที่ 12.97 บาทต่อลิตร กรณีนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่จำนวน 15,000 ตัน นอกจากจะทำให้สัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นเป็นร้อยละ 23 ยังทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 213 ล้านบาท หรือคิดเป็นค่า Ft เฉลี่ยประมาณ 0.19 สตางค์ต่อหน่วย
4. กฟผ. ได้เสนอให้ภาครัฐกำหนดเป็นนโยบายเพื่อให้สามารถนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมัน เตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดย ให้โรงไฟฟ้ากระบี่สามารถเดินเครื่องเพิ่มขึ้นและสามารถส่งผ่านต้นทุนการผลิต ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นไปยังค่าไฟฟ้าได้ รวมทั้ง ให้ยกเว้นการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) เฉพาะประเด็นเรื่องสัดส่วนการผสมน้ำมันปาล์มดิบมาเป็นเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้มีความเห็นว่าการนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรง ไฟฟ้ากระบี่จำนวน 15,000 ตัน จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.19 สตางค์ต่อหน่วย และหากผสมมากกว่า 15,000 ตัน จะต้องลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า จะนะ 2 ที่มีต้นทุนถูกกว่าลง โดยทุก 1,000 ตันของน้ำมันปาล์มดิบที่เพิ่มขึ้น จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นประมาณ 68 ล้านบาท หรือคิดเป็นค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 0.06 สตางค์ต่อหน่วย เป็นต้น
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบผสมน้ำมันเตาในสัดส่วนที่เหมาะสมเพื่อผลิตไฟฟ้า ของโรงไฟฟ้ากระบี่ไม่เกิน 15,000 ตันต่อปี โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ทั้งนี้ กฟผ. ควรดำเนินการเสนอขอเปลี่ยนแปลงลักษณะโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่ กรณีนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาต่อหน่วยงานอนุญาต ให้พิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณไม่เกิน 15,000 ตัน ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงธันวาคม 2558 โดยนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ใน สัดส่วนที่เหมาะสมแต่ไม่เกิน ร้อยละ 23 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์ม และให้ กฟผ. ดำเนินการโดยคำนึงถึงมาตรการที่กระทรวงพาณิชย์และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ จะได้ดำเนินการช่วยเหลือเกษตรกร สวนปาล์มที่มีปริมาณปาล์มล้นตลาดอยู่ 200,000 ตัน ทั้งนี้ โดยในส่วนของค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการที่ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมทดแทนน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อราคาไฟฟ้าเป็นสำคัญ
เรื่องที่ 8 การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 - 2558 โดยให้ประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และได้ปรับปรุงการอุดหนุน ค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นกลุ่มผู้มีรายได้น้อยจากเดิม 90 หน่วยต่อเดือน ลงเหลือ 50 หน่วยต่อเดือน ตามมติคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมิถุนายน 2555 เป็นต้นมา
2. สำนักงาน กกพ. ได้ทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในปี 2554 และปี 2556 และจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 โดยคำนึงถึงประมาณการฐานะการเงินของการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของภาครัฐและแนว โน้มเศรษฐกิจที่เปลี่ยนแปลงไป แนวทางการกำกับดูแลการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเป็นธรรมต่อผู้ใช้พลังงานและผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. เห็นควรนำเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 -2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อดำเนินการต่อไป
3. การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 โดย กกพ. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสังคม ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ และมีการส่งสัญญาณราคาให้ผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าไปใช้ ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ (Off-Peak)3.2 ประมาณการความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า ในระดับที่เพียงพอให้สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ภายใต้การกำกับดูแลค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ โดยคำนึงถึงความสามารถในการลงทุน และระดับผลกระทบต่อราคาไฟฟ้า3.3 กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน (Financial Criteria) ที่สอดคล้องกับสถานภาพของการไฟฟ้าที่ยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจพร้อมกับริเริ่ม การ กำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุนแยกตามประเภทของสินทรัพย์ที่มีลักษณะแตกต่างกัน ตามวัตถุประสงค์ของการดำเนินงาน เพื่อให้เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยกำหนดอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) มากกว่าหรือเท่ากับ 1.5 อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio น้อยกว่าหรือเท่ากับ 1.5 อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self-Financial Ratio: SFR) มากกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25 และอัตราผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) น้อยกว่าต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital: WACC) โดยแบ่งเป็น(1) เงินลงทุนปกติ กำหนด ROIC ในระดับที่ใกล้เคียงแต่ไม่สูงกว่า WACC โดยกิจการระบบผลิตไฟฟ้า (กฟผ.) อยู่ที่ร้อยละ 5.85 – 6.17 กิจการระบบส่งไฟฟ้า (กฟผ.) อยู่ที่ร้อยละ 5.51 – 5.80 และกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า (กฟน. และ กฟภ.) อยู่ที่ร้อยละ 4.70 – 4.73(2) เงินลงทุนโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ เช่น มีเงินลงทุนสูงกว่าเงินลงทุนปกติ กำหนด ROIC ในระดับที่ต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยกำหนดผลตอบแทนในระดับเท่ากับอัตราเงินกู้หลังหักภาษี และ(3) เงินลงทุนเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานที่ไม่เกี่ยวเนื่องกับกิจการไฟฟ้าโดยตรง ให้คิดเฉพาะค่าเสื่อมราคาในการคำนวณ ROIC โดยไม่มีการให้ผลตอบแทนเงินลงทุน นอกจากนี้ ให้พิจารณาผลตอบแทนเงินลงทุนต่อทรัพย์สินในรูปแบบของสินทรัพย์ที่มีการใช้ งานและเกิดประโยชน์ตามแนวทางเดียวกับการกำกับดูแลที่ดีในต่างประเทศ (Benchmarking) รวมทั้ง ตรวจสอบสินทรัพย์ที่ไม่มีการใช้ประโยชน์สำหรับการดำเนินงานระยะต่อไป3.4 ส่งเสริมให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าให้ดีขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง ได้แก่ การปรับปรุงค่ามาตรฐานความสูญเสียในระบบ (Loss Rate) การกำหนดอัตราการใช้ค่าความร้อน (Heat Rate) สำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการกำหนดกรอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ โดยนำค่าตัวประกอบการปรับปรุงประสิทธิภาพ (ค่า X-Factor) มาใช้สำหรับกิจการผลิตไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 1.1 กิจการระบบส่งและกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 1.63.5 กำหนดให้มีกลไกการกำหนดบทปรับและค่าเสียโอกาสของผู้ใช้ไฟฟ้าจากการดำเนินงาน ที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยกำหนดค่าเสียโอกาสทางการเงินของผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตราไม่น้อยกว่า MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย บวกสอง (MLR + 2) รวมทั้ง กำหนดกลไกการดูแลในกรณีที่ การไฟฟ้าสามารถลงทุนได้จริงสูงกว่าเงินที่ใช้ในการจัดทำโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้าร่วมด้วย ทั้งนี้ กกพ. จะพิจารณานำเงินลงทุนที่ต่ำกว่าแผนและค่าเสียโอกาสทางการเงินจากเงินลงทุน ที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้า ในปี 2554 - 2556 มาปรับลดค่าไฟฟ้าในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 (Claw Back) ประมาณ 3,220 ล้านบาท
4. แนวทางการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560
4.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้ กฟผ. มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนด โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ซึ่งมีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้4.2 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้ กฟน. และ กฟภ. มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนด โดยที่ (1) ยังให้คงนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็น อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ ให้แตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ที่สะท้อนถึงการส่งสัญญาณให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ กำหนดอัตราค่าบริการรายเดือนที่สะท้อนต้นทุนและมีมาตรฐานเดียวกันสำหรับ กฟน. และ กฟภ. รวมทั้งการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้ น้อยตามนโยบายของรัฐตามความจำเป็น เช่น นโยบายอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน เป็นต้น (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คำนึงถึงภาระค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้าในผลิต การจัดส่ง การจัดจำหน่าย และการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่สอดคล้องกับการประมาณการค่าไฟฟ้าตาม สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม 25584.3 ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่าไฟฟ้าผันแปร หรือค่า Ft) (1) ปรับ ค่า Ft ทุก 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า (2) ให้มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยกำหนดมาตรฐานอัตราการใช้ ความร้อน (Heat Rate) สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. การกำกับดูแลแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ในการส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในการส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ประกอบด้วย การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบายของรัฐ เงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามมาตรการ Demand Response เพื่อส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า4.4 ให้มีกลไกการกำกับดูแลการปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าและการ กำกับดูแลการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดค่าปรับกรณีไม่จัดส่งข้อมูลภายในระยะเวลาที่กำหนดในอัตรา 1 แสนบาทต่อวัน เพื่อนำไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft4.5 ให้มีการพัฒนาระบบฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
5. การทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน มีข้อเสนอการทบทวนดังนี้ (1) ปัญหาการจ่ายภาษีมูลค่าเพิ่มที่ซ้ำซ้อนในทางปฏิบัติ เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มดังกล่าวได้รับภาระภาษีมูลค่าเพิ่มแทนผู้ใช้ไฟฟ้า บ้านอยู่อาศัยแล้ว แต่ยังมีการเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัย เพื่อนำส่งกรมสรรพากรตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือน กรกฎาคม 2554 ถึงเดือนพฤษภาคม 2558 เป็นเงินรวมประมาณ 1,457 ล้านบาท และ (2) ภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องเป็นประมาณ 3,784 – 4,250 ล้านบาทต่อปี ทำให้ต้องปรับอัตราอุดหนุนค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปัจจุบัน 2.65 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 3.44 สตางค์ต่อหน่วย ในปี 2558 - 2560 ดังนั้น จึงควรทบทวนมาตรการดังกล่าว ให้มุ่งเน้นดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อยที่แท้จริงตั้งแต่ค่าไฟฟ้าเดือน มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยมีเงื่อนไขว่าผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีต้องไม่เป็นนิติบุคคล (เพื่อปรับลดบ้านอยู่อาศัยของโครงการบ้านจัดสรร/องค์กร ประมาณ 2 แสนราย คิดเป็นเงินประมาณ 110 ล้านบาทต่อปี) มีการติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลา ไม่น้อยกว่า 3 เดือน ซึ่งคาดว่าจะมีผู้ใช้ไฟฟ้าลดลงประมาณ 0.94 ล้านราย จาก 4.4 ล้านรายในปัจจุบัน คิดเป็นเงินที่ลดลงได้ประมาณ 1,400 ล้านบาทต่อปี หรือคิดเป็นเงินที่ลดลงได้ประมาณร้อยละ 38
6. ข้อเสนอของ กกพ.
6.1 ปัจจุบันสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 – 2563 ซึ่งหลังจากนโยบายดังกลก่าวได้รับความเห็นชอบจาก กพช. สำนักงาน กกพ. ต้องใช้ระยะเวลาศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมทั้งรับฟังความเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง เป็นระยะเวลา 1 - 2 ปี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในระยะ สั้นระหว่างปี 2558 - 2560 ภายใต้กรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 - 2558 เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2558 ไปพลางก่อน และเมื่อ กพช. เห็นชอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 แล้ว กกพ. จะทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฯ ใหม่ เพื่อประกาศใช้สำหรับปี 2561 ต่อไป และ6.2 ขอให้ทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้ น้อย โดยขอยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป โดยให้ กกพ. ประสานกับกรมสรรพากรเพื่อดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และพิจารณาแนวทางแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมาเพื่อมิให้เป็นภาระกับ ผู้ใช้ไฟฟ้า รวมทั้งขอความเห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มี รายได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน
7. จากหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน ในส่วนของการกำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุนในประเภทที่ 2 สำหรับโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ ที่มีความสำคัญกับประเทศ และมีความจำเป็นต้องดำเนินงาน หรือเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐ เห็นควรมีการพิจารณาระดับผลตอบแทนการลงทุนเป็นรายโครงการ ว่าควรกำหนด ROIC ในระดับเดียวกับเงินลงทุนปกติ หรือต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยมี กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันพิจารณา (2) ค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ควรเพิ่มเติมในส่วนของค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ เช่น การส่งเสริมการลงทุนในโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา และการให้ กฟผ. เพิ่มสัดส่วนการรับน้ำมันปาล์มดิบมาผสมเพิ่มเติมที่จังหวัดกระบี่ เป็นต้น (3) เนื่องจากนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 คาดว่าจะแล้วเสร็จภายใน ปี 2558 เห็นควรให้ กกพ. ทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับนโยบายโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 และ (4) สำนักงาน กกพ. ควรเร่งดำเนินการตามกรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 – 2558 ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ดังนี้ โดยการกำหนดบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าซึ่งไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะ สมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มี ความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และดำเนินการปรับให้เสร็จสิ้นภายในปี 2558 และการประกาศอัตราค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการ พลังงานตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยนำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปเร่งดำเนินการและใช้เป็นหลักเกณฑ์ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อ ประกาศใช้ภายในปี 2558 ต่อไป ดังนี้
(1) การกำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน ในส่วนของการกำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุน ในประเภทที่ 2 เงินลงทุนโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ ซึ่งมีมูลค่าเงินลงทุนสูงกว่าเงินลงทุนปกติที่มีความสำคัญกับประเทศ และมีความจำเป็นต้องดำเนินงาน หรือเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐ เห็นควรมีการพิจารณาระดับผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นรายโครงการ ว่าควรกำหนด ROIC ในระดับเดียวกับเงินลงทุนปกติ หรือต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยมี กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่นสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันพิจารณา(2) ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่าไฟฟ้าผันแปรหรือค่า Ft) ควรเพิ่มเติมในส่วนของค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในการส่งผ่านค่าไฟฟ้าตาม สูตร Ft เช่น การส่งเสริมการลงทุน ในโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา และการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเพิ่มสัดส่วนการรับน้ำมันปาล์มดิบมา ผสมที่โรงไฟฟ้ากระบี่ เป็นต้น(3) มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. เร่งรัดดำเนินการตามกรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 – 2558 เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ดังนี้(3.1) การกำหนดบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าซึ่งไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน ที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และดำเนินการปรับให้เสร็จสิ้นภายในปี 2558(3.2) การประกาศอัตราค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2. เนื่องจากปัจจุบัน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปลายปี 2558 ดังนั้น จึงเห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับ นโยบายโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 ต่อไป
3. เห็นชอบการทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ดังนี้
(1) เห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป และมอบหมายให้ กกพ. ประสานงานร่วมกับกรมสรรพากร ในการดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ รวมทั้งพิจารณาแนวทางแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมา เพื่อมิให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป(2) เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีราย ได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีจะต้อง ไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน ถึงจะเข้าข่ายที่จะได้รับการอุดหนุน
เรื่องที่ 9 ข้อเสนอให้โครงการห้วยลำพันใหญ่ที่ สปป. ลาว เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เริ่มมีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันมาตั้งแต่ปี 2517 โดยเป็นการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างกัน ซึ่ง ฟฟล. จะขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ให้กับไทย และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ปัจจุบัน กฟผ. กับ ฟฟล. มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐที่มีทั้ง ซื้อ-ขายและแลกเปลี่ยนกัน 2 สัญญา คือ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 (2) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี โดยลงนามในสัญญาฯ วันที่ 30 เมษายน 2544 และสิ้นสุดอายุสัญญาวันที่ 30 เมษายน 2560 ต่อมาได้มีการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมอีก 4 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เพื่อใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในช่วงวันที่ 1 พฤษภาคม 2548 ถึง 30 เมษายน 2556 โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 (2) เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2552 เพื่อให้ ฟฟล. สามารถนำพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขายให้ กฟผ. มากกว่าซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก กฟผ. ภายใต้สัญญาฯ เซเสด (ตั้งแต่ปีสัญญา 2554 จนสิ้นสุดสัญญา) มาใช้คืนพลังงานไฟฟ้าให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาฯ น้ำงึม 1 ได้ (3) เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2552 เพื่อให้ ฟฟล. สามารถส่งไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด 2 ให้ กฟผ. ผ่านจุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) ได้ โดยให้ถือว่าเป็นพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายผ่านสัญญาฯ เซเสด และ (4) เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2556 เพื่อขยายอายุสัญญาฯ เซเสดออกไปอีก 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 ถึง 30 เมษายน 2560) และเพื่อปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือนใหม่ให้เป็นอัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2556 สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนอัตราขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ตั้งแต่ปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป
3. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2555 สปป. ลาว มีหนังสือถึงประธานคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเสนอขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจากโครงการห้วยลำพัน ใหญ่ขนาด 88 เมกะวัตต์ ผ่านสัญญาฯ เซเสด โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขเดียวกับสัญญาฯ เซเสด โดยโครงการห้วยลำพันใหญ่ ตั้งอยู่ที่แขวงเซกอง สปป. ลาว เป็นเขื่อนประเภทมี อ่างเก็บน้ำ กำลังการผลิต 88 เมกะวัตต์ การผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 480 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) ปี 2558
4. เมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2557 ฟฟล. มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าจากโครงการ ห้วยลำพันใหญ่ ขนาด 88 เมกะวัตต์ ผ่านสัญญาฯ เซเสด โดยได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งจนเห็นชอบร่วมกันให้ผนวกโครงการห้วยลำพัน ใหญ่เข้าเป็นส่วนหนึ่งของสัญญาฯ โครงการเซเสด โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขเดียวกับสัญญาฯ เซเสด และได้ร่วมกันจัดทำร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 สรุปส่วนที่จะแก้ไข ดังนี้ (1) การเพิ่มชื่อโครงการห้วยลำพันใหญ่เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการ เซเสด และ (2) การเพิ่มวิธีปฏิบัติทางด้านเทคนิคที่มีผลมาจากการเปลี่ยนแปลง ปรับปรุง เพิ่มเติมระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานไฟฟ้าจากโครงการห้วยลำพันใหญ่ ต่อมาเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2557 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 ทั้งนี้ ในการเพิ่มวิธีปฏิบัติทางเทคนิค เนื่องจากจุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) มีข้อจำกัดที่สามารถรองรับปริมาณพลังไฟฟ้าได้ไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ จึงต้องปรับปรุงระบบส่งใหม่เพื่อให้สามารถรองรับโครงการห้วยลำพันใหญ่ได้ และช่วงระหว่างที่การปรับปรุงระบบส่งยังไม่แล้วเสร็จ จะให้มีแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าใน สปป. ลาว และใช้ Load Shedding Scheme เพื่อควบคุมกำลังไฟฟ้าที่ไหลผ่านสายส่ง 115 เควี สิรินธร – บังเยาะ ไม่ให้เกิน 100 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 และให้การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 ต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี ในการประชุมวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบให้บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบให้ ลงนามสัญญาซื้อขาย LNG (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) จากนั้นรายงานให้คณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 (ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3) (PDP 2010 Rev.3) โดยเพิ่มเติมหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยให้การจัดหา LNG หลังปี 2558 ต้องจัดหา LNG ส่วนใหญ่ด้วยสัญญาระยะยาว รวมทั้งเห็นชอบสัญญาซื้อ LNG ระยะยาว เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited (Qatargas) ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี โดยเริ่มส่งมอบ LNG ตั้งแต่เดือนมกราคม 2558
2. ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 Rev.3 ในปี 2558 มีความต้องการ LNG ในปริมาณถึง 5.3 ล้านตันต่อปี ปตท. จึงจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมจากสัญญา Qatargas โดยที่ประชุมคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2556 มีมติเห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม จากบริษัท Shell และ BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวม 2 ล้านตันต่อปี) ลงนามสัญญา Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ non-binding กับบริษัท Shell และ BP ในวันที่ 10 พฤษภาคม 2556 ซึ่งได้แจ้งให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบด้วยแล้ว
3. ปตท. ได้เริ่มเจรจาสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 แต่เนื่องจากความต้องการ LNG ปรับลดลงจากที่คาดไว้จากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวฯ โดยมีความต้องการ LNG ในปี 2558 เพียง 2.6 ล้านตันต่อปี (เดิมคาดไว้ 5.3 ล้านตันต่อปี) ทำให้ ปตท. ต้องเลื่อนการ ส่งมอบ LNG จากบริษัท Shell และ BP จากปี 2558 เป็นปี 2559 และจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลาย ปี 2557 เป็นต้นมา ปตท. จึงได้เจรจากับ Shell และ BP เพื่อขอปรับลดราคาลงให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ต่อมาในวันที่ 26 มิถุนายน 2558 คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เห็นชอบการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากบริษัท Shell และ BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี) ตั้งแต่ปี 2559 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2558 ได้นำ LNG SPA ทั้ง 2 ฉบับ เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบในการลงนาม LNG SPA โดยสัญญา LNG จำนวน 2 ฉบับ สรุปได้ดังนี้
3.1 สัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell ผู้ขายคือ Shell Eastern Trading (PTE) LTD ปริมาณซื้อขาย 0.5 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน 2559 (Ramp up) และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป ในปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2559 (ปีสัญญาเมษายนถึงมีนาคม) อายุสัญญา 15 ปี (ขยายเวลาได้ 5 ปี กรณีคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) แหล่งที่มาของ LNG จาก SHELL’s Portfolio ได้แก่ โครงการ Gorgon LNG ในออสเตรเลีย โครงการ Nigeria LNG โครงการ Sakhalin II LNG ในรัสเซีย และโครงการ Elba LNG ในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น3.2 สัญญา LNG SPA กับบริษัท BP ผู้ขายคือ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ปริมาณซื้อขาย 0.317 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน 2559 (ช่วง Ramp up) และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไปในปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2559 (ปีสัญญามกราคมถึงธันวาคม) อายุสัญญา 20 ปี (ขยายเวลาได้ 5 ปี กรณีคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) แหล่งที่มาของ LNG จาก BP’s Portfolio โดยมีแหล่งที่มาหลักในช่วงปี 2559 - 2563 จากโครงการ Trinidad and Tobago LNG และตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไปจากโครงการ Freeport LNG ในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
4. กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) และจากนโยบายปรับลดสัดส่วนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ทำให้ความต้องการ LNG ในปี 2558 ลดลงอยู่ที่ประมาณ 2.6 ล้านตันต่อปี (จากเดิมคาดไว้ประมาณ 5.3 ล้านตันต่อปี) และจะเพิ่มขึ้นเกิน 10 ล้านตันต่อปี ในปี 2565 และจากการวิเคราะห์สถานการณ์ LNG ตลาดโลกพบว่า ตั้งแต่ปี 2558 - 2561 ตลาด LNG จะมีอุปทานสูงกว่าความต้องการ เนื่องจากจะมี LNG ผลิตจากโครงการใหม่ๆ เข้าสู่ตลาดเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในขณะที่ความต้องการ LNG ลดลง ประกอบกับราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงอยู่ในระดับ 50 - 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงสามารถสรุปได้ว่าในช่วงปี 2558 - 2561 เป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเจรจาจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว เนื่องจากผู้ซื้อมีอำนาจในการเจรจาต่อรอง อีกทั้งการจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว จะสามารถเพิ่มศักยภาพด้านความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศด้านการจัดหา LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ
5. ปตท. มีความเห็นดังนี้ (1) บริษัท Shell และ BP เป็นหนึ่งใน Portfolio Suppliers ที่มีศักยภาพ และมีความน่าเชื่อถือ โดยล่าสุดบริษัท Shell ได้เข้าซื้อบริษัท BG ซึ่งจะทำให้บริษัท Shell เป็นผู้ค้า LNG รายใหญ่ในอนาคต และ (2) ราคาที่ ปตท. สามารถต่อรองได้จากบริษัท Shell และ BP ถือเป็นข้อเสนอที่ดี เป็นสูตรราคา Hybrid โดยมีสูตรราคาแบบลอยตัวทั้ง 100% โดยสัดส่วนที่เป็น Oil Link 50% และ Henry Hub Link 50% ทำให้ ปตท.สามารถจัด LNG ที่อิงราคา Henry Hub ไม่ต้องรับความเสี่ยงที่กับโครงการในสหรัฐอเมริกา ทั้งนี้ ปตท. มีสัญญากับ Qatargas ซึ่งอิงราคาน้ำมัน JCC (Japanese Crude Cocktail) 100% แล้ว การที่ ปตท. ซื้อ LNG ในสูตรราคา Hybrid จะทำให้มีราคาที่อิงกับ Henry Hub Index เข้ามาใน Portfolio ประมาณ 25% เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงด้านดัชนีราคา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ใช้เงื่อนไขการระงับ ข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 11 การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อดำเนินการโดยเอกชน 2 ราย ได้แก่ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) มีท่อขนส่งน้ำมันจากระยองมายังศรีราชา ไปลำลูกกา สิ้นสุดที่สระบุรี และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) มีท่อจากโรงกลั่นบางจากและคลังน้ำมันช่องนนทรี มายังดอนเมืองไปสิ้นสุด ที่บางปะอิน และทั้งสองบริษัทจัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2533 และมีท่อส่งน้ำมันอากาศยานให้สนามบินดอนเมืองและสนามบินสุวรรณภูมิ
2. ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือใช้การขนส่ง ทางรถขนส่งน้ำมันเป็นหลัก ถึงแม้ว่าจะได้เปรียบในด้านการเข้าถึง (Accessibility) มีความสะดวกและความยืดหยุ่นในการขนส่ง แต่หากขนส่งน้ำมันในสัดส่วนที่สูงมากกว่านี้ ก็อาจก่อให้เกิดปัญหาด้านจราจรติดขัดบนถนน ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางรถขนส่งมีการจำกัดช่วงเวลาการวิ่งและกำหนดเขต พื้นที่ห้ามรถขนส่งน้ำมันวิ่งในเขตเมืองหลัก ทำให้การรับ-จ่ายน้ำมันของคลังน้ำมัน และการขนส่งน้ำมันให้สถานีบริการน้ำมันและลูกค้าทำได้ในช่วงเวลาจำกัด นอกจากนี้ยังอาจก่อให้เกิดปัญหาด้านการเกิดอุบัติเหตุซึ่งจะส่งผลกระทบในวง กว้างต่อประชาชน สังคม และสิ่งแวดล้อม
3. กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ศึกษาแนวทางการส่งเสริมให้มีการต่อขยายระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาค เหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมันของประเทศ รองรับการขยายตัวด้านการใช้น้ำมันของภูมิภาคดังกล่าว และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย โดยที่ผ่านมาได้ศึกษาเกี่ยวกับแนวทางดังกล่าว จำนวน 4 ครั้ง ดังนี้
3.1 ครั้งที่ 1 (ปี 2547) ได้ดำเนินงานโครงการจัดทำแผนแม่บทโครงสร้างพื้นฐานการขนส่งและการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผลการศึกษาพบว่า โครงสร้างของระบบขนส่งน้ำมันทางท่อยังขาดการเชื่อมโยงไปภาคเหนือและภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ ดังนั้น ควรต่อขยายท่อเชื่อมโยงให้ครอบคลุมการขนส่งในภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียง เหนือซึ่งมีศักยภาพและความคุ้มค่าเพียงพอที่จะลงทุนในการก่อสร้างระบบท่อขน ส่งน้ำมัน โดยควรขยายท่อส่งน้ำมันจากสระบุรีไปจังหวัดลำปางและจังหวัดขอนแก่น ตามลำดับ ส่วนภาคใต้ที่มีลักษณะภูมิประเทศที่การขนส่งทางทะเลเข้าถึงได้ง่าย การขนส่งน้ำมันทางเรือบรรทุกน้ำมันน่าจะมีประสิทธิภาพดีกว่า3.2 ครั้งที่ 2 (ปี 2552) ได้ดำเนินงานโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ โดยศึกษารายละเอียดของการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นฐานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น ข้อมูลโรงกลั่นและคลังน้ำมันทั่วประเทศ ข้อมูลประชากร สภาพชุมชนรอบโรงกลั่นและคลังน้ำมัน ระบบการรับและจ่ายน้ำมัน ข้อมูลการนำเข้า ส่งออก การแลกเปลี่ยนน้ำมัน ศึกษาและวิเคราะห์ความต้องการการใช้น้ำมันหลัก 4 ชนิด ได้แก่ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล น้ำมันเครื่องบิน (รวมน้ำมันก๊าด) และน้ำมันเตา ในแต่ละพื้นที่ทั่วประเทศ การเพิ่มประสิทธิภาพระบบการขนส่งทางท่อ ทางราง ทางรถยนต์ และทางเรือ ให้มีประสิทธิภาพสูงสุด กำหนดแนวทาง มาตรการ รูปแบบการขนส่ง การออกแบบระบบขนส่งน้ำมัน ระบบการรับ-จ่ายน้ำมัน พร้อมทั้งศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมเบื้องต้น (IEE) ผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) และด้านอื่นๆ3.3 ครั้งที่ 3 (ปี 2555) ได้ดำเนินงานโครงการหาแนวทางการลงทุนเพื่อจัดสร้างท่อขนส่งน้ำมัน ซึ่งสรุปผลการศึกษาได้ดังนี้ (1) รูปแบบของระบบท่อส่งและคลังน้ำมันในปัจจุบันและส่วนต่อขยายควรเป็นระบบเดียว กัน (Integrated System) และรูปแบบของการบริหารระบบ ควรเป็นรูปแบบที่มีผู้บริหารเดียวกัน และเปิดเสรีในการใช้บริการท่อขนส่งน้ำมัน (2) แผนการลงทุนท่อขนส่งน้ำมันส่วนต่อขยายในระยะแรก ควรสร้างส่วน ต่อขยายไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ คือ จากคลังสระบุรีไปยังโคราชและขอนแก่น และไปยังภาคเหนือ คือ จากคลังสระบุรีไปยังพิษณุโลก และระยะที่สองจากพิษณุโลกไปยังลำปาง (3) โครงการมีผลตอบแทนการลงทุน ไม่จูงใจให้เอกชนลงทุน ดังนั้น กองทุนรวมโครงสร้างพื้นฐานจึงเป็นเครื่องมือการลงทุนที่มีต้นทุนต่ำ โดยผ่านกลไกของตลาดหลักทรัพย์ และมีประชาชนเป็นผู้ถือหน่วยลงทุน และ (4) หากโครงการได้รับความช่วยเหลือด้านการเงินและการจัดหาเงินกู้จากกองทุนของ รัฐที่มีเงื่อนไขผ่อนปรน เพื่อลดภาระทางการเงินให้สามารถชำระดอกเบี้ยและเงินต้นได้ภายในระยะเวลา โครงการ จะทำให้รัฐสามารถกำหนดนโยบายราคาน้ำมัน ณ คลังศูนย์จ่ายตามแนวท่อส่งน้ำมันทั่วประเทศ (Levelized Tariff) ได้3.4 ครั้งที่ 4 (ปี 2557) ได้ดำเนินงานโครงการการประเมินผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพื่อจัดสร้างท่อขนส่ง น้ำมันจากจังหวัดระยองไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยศึกษาสำรวจรายละเอียดเส้นทางแนวท่อที่เหมาะสม การออกแบบระบบท่อน้ำมันและคลังน้ำมันเบื้องต้น การจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นในบริเวณพื้นที่ ศึกษาของโครงการเส้นทางแนวท่อ ซึ่งผลการศึกษาได้ข้อสรุปดังนี้ (1) สายภาคตะวันออก เริ่มต้นจากโรงกลั่นในจังหวัดระยอง ผ่านจังหวัดชลบุรี โดยมีจุดรับน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมันในอำเภอศรีราชา ผ่านจังหวัดฉะเชิงเทราโดยเป็นจุดตั้งคลังน้ำมันเพื่อรองรับการใช้น้ำมัน ของกรุงเทพฯ และปริมณฑล ผ่านจังหวัดนครนายกมาสิ้นสุดที่จังหวัดสระบุรีและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวมประมาณ 315.95 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 25,152 ล้านบาท (2) สายภาคเหนือ เริ่มต้นจากคลังน้ำมันจังหวัดสระบุรี ผ่านจังหวัดลพบุรี สิงห์บุรี ชัยนาท นครสวรรค์ กำแพงเพชร (จุดตั้งคลังน้ำมัน) ผ่านจังหวัดตากมาสิ้นสุดที่จังหวัดลำปางและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวมประมาณ 410.40 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 21,696 ล้านบาท และ (3) สายภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เริ่มต้นจากคลังน้ำมันจังหวัดสระบุรีผ่านจังหวัดนครราชสีมา (จุดตั้งคลังน้ำมัน) มาสิ้นสุดที่จังหวัดขอนแก่นและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวม 441.16 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 17,920 ล้านบาท รวมทั้งโครงการมีระยะทางรวมประมาณ 1,167.51 กิโลเมตร และเงินลงทุนรวมประมาณ 64,768 ล้านบาท
4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ (1) รัฐสามารถกำหนดนโยบายด้านการขนส่งน้ำมัน และโครงสร้างราคาค่าขนส่งน้ำมันได้อย่างมีประสิทธิภาพ (2) สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ไว้ในคลังศูนย์จ่ายน้ำมันตามแนวท่อ (3) เพิ่มประสิทธิภาพของระบบการขนส่งน้ำมัน ตอบสนองต่อการขยายตัวของความต้องการใช้น้ำมัน (4) ประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในการขนส่ง ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของแผนอนุรักษ์พลังงาน (5) ลดอุบัติเหตุทางถนนที่เกิดจากรถขนส่งน้ำมัน (6) ลดปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์จากรถขนส่งน้ำมันและรักษาสิ่งแวดล้อม และ (7) ลดอัตราการสึกหรอของผิวจราจรและค่าบูรณะซ่อมแซมถนน
5. กฎหมายที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มาตรา 31 กำหนดอำนาจของคณะรัฐมนตรีที่อาจอนุมัติให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการ จัดให้มีคลังน้ำมันเชื้อเพลิงหรือระบบการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ โดยหน่วยงานของรัฐที่ดำเนินการต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดในกฎกระทรวง และมาตรา 43 คณะรัฐมนตรีอาจอนุมัติให้เอกชนรายใดเป็นผู้รับสัมปทานในการจัดให้มีคลัง น้ำมันเชื้อเพลิงหรือระบบการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ เป็นต้น รวมทั้ง กฎกระทรวง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง และการกำหนดให้ระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ เป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 3 ซึ่งต้องได้รับอนุญาตก่อนจึงจะประกอบการได้ และ (2) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เกี่ยวกับการปรับปรุงแก้ไขนิยามคำว่ากิจการพลังงาน และวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติฯ
6. โครงการการขนส่งน้ำมันทางท่อ สามารถดำเนินการได้ 3 แนวทาง ดังนี้ (1) ให้เป็นกิจการที่เอกชนดำเนินการได้โดยเสรีแต่ต้องได้รับอนุญาตก่อน ซึ่งปัจจุบันมีบริษัทเอกชน 2 ราย ที่ได้รับใบอนุญาตให้ประกอบกิจการระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ได้แก่ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) (2) ให้เอกชนเป็นผู้รับสัมปทาน โดยการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีการประกาศกฎกระทรวงใช้บังคับ และ (3) ให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการโดยการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี
7. กระทรวงพลังงาน มีความเห็นดังนี้ (1) การก่อสร้างระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เป็นโครงการที่มีประโยชน์ ก่อให้เกิดประสิทธิภาพและเสถียรภาพในการขนส่งน้ำมันของประเทศโดยรวม จึงควรผลักดันให้มีการดำเนินการ และเนื่องจากในปัจจุบันมีเอกชน 2 รายดำเนินการอยู่แล้ว เพื่อไม่ให้เกิดความยุ่งยากในการบริหารจัดการและการสิ้นเปลืองงบประมาณของ ภาครัฐ จึงเห็นควรให้ผู้ประกอบการรายเดิม หรือผู้ค้าน้ำมัน หรือเอกชนรายอื่นเป็นผู้ลงทุนในโครงการ (2) โครงการมีผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) สูงแต่ก็มีผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ค่อนข้างต่ำ จึงไม่จูงใจผู้ลงทุน ผู้สนใจที่จะดำเนินการโครงการต้องการให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจนและให้ การสนับสนุนเกี่ยวกับสิทธิ์ในการเช่าที่ดินในเขตทางเพื่อวางท่อขนส่งน้ำมัน ในอัตราและระยะเวลาที่เหมาะสม รวมทั้งได้รับการส่งเสริมการลงทุนและการสนับสนุนจากภาครัฐในการพัฒนาโครงการ และ (3) ปัจจุบันยังไม่มีหน่วยงานของรัฐที่ทำหน้าที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขน ส่งน้ำมันทางท่อ การป้องกันการผูกขาดทางการค้า และการคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้ได้รับบริการที่เป็นธรรม ดังนั้น เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ซึ่งมีหน้าที่กำกับดูแลก๊าซธรรมชาติในลักษณะเช่นเดียวกันนี้อยู่แล้วเป็นผู้ กำกับดูแลการขนส่งน้ำมันทางท่อเพิ่มเติม และในระหว่างช่วงเปลี่ยนผ่านเห็นควรมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ปฏิบัติหน้าที่กำกับดูแลก่อนที่ กกพ. จะมีการปรับปรุงกฎหมายให้เรียบร้อยต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ประกอบการรายเดิม หรือผู้ค้าน้ำมัน หรือเอกชนรายอื่น เป็นผู้ดำเนินการพัฒนาโครงการขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี โดยให้หน่วยงานของรัฐให้การสนับสนุนโครงการ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้รับผิดชอบในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับบริการที่ เป็นธรรม จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อแล้วเสร็จ
3. ให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมธุรกิจพลังงานและผู้สนใจที่จะลงทุน ร่วมกันพิจารณารายละเอียดโครงการฯ เพื่อให้ระบบการขนส่งน้ำมันของประเทศมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด
เรื่องที่ 12 การยกเลิกสิทธิพิเศษของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม จำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2539 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมาตรการที่คณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการ ทุจริตแห่งชาติ (ป.ป.ป.) เสนอสำหรับหน่วยงานของรัฐในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตร ขึ้นไป ต้องสั่งซื้อโดยตรงจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือองค์กรที่ได้รับสิทธิพิเศษตามมติคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2542 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติตามมติคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจ ในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. โดยตรงโดยวิธีกรณีพิเศษ
2. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามที่คณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจเสนอให้สิทธิพิเศษแก่ ปตท. ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมโดยกำหนดให้ส่วน ราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานอื่นของรัฐถือปฎิบัติในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนไม่ถึง 10,000 ลิตร ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ หรือว่าด้วยระเบียบว่าด้วยการพัสดุของหน่วยงานนั้น และ (2) การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจจำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. หรือคลังน้ำมัน หรือสถานีจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. โดยตรง โดยวิธีกรณีพิเศษเท่านั้น ยกเว้นการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้จัดซื้อจาก ปตท. ร้อยละ 80 ส่วนที่เหลือร้อยละ 20 ให้จัดซื้อตามข้อบังคับของ กฟผ. ว่าด้วยการพัสดุโดยให้มีการแข่งขันด้านราคา
3. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 โดยให้คงสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของ กฟผ. สำหรับ ปตท. ต่อไป จนกว่าจะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่ กพช. จะมีมติต่อไป
4. เพื่อความคล่องตัวในการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงของ กฟผ. โดยมุ่งเน้นให้เกิดการแข่งขันที่โปร่งใส เป็นธรรม สอดคล้องกับหลักการภายใต้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า โดยในส่วนของการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ซึ่งปัจจุบันมี ปตท. เป็นผู้นำเข้าเพียงรายเดียว ดังนั้น หากยกเลิกสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมระหว่าง ปตท. และ กฟผ. จะทำให้เกิดการแข่งขันด้านการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม มากขึ้น
5. การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตร ขึ้นไป ระหว่างบริษัท ปตท. กับ กฟผ. ทั้ง ปตท. และ กฟผ. ไม่ขัดข้อง และสามารถดำเนินการได้ทันทีหลังจากมีมติคณะรัฐมนตรีมารองรับ โดยจะใช้ระยะเวลาประมาณ 6 เดือน ข้อเสนอนี้เป็นการยกเลิกสิทธิพิเศษของ ปตท. กับ กฟผ. เท่านั้น ไม่รวมหน่วยงานของรัฐและรัฐวิสาหกิจอื่นๆ ซึ่งกระทรวงพลังงานจะต้องหารือร่วมกับคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วย งานและรัฐวิสาหกิจ เพื่อจัดทำแนวทางในเรื่องดังกล่าวต่อไป อย่างไรก็ตาม ในกรณีเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานกาณ์ฉุกเฉินต่างๆ อาทิเช่น การปิดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตพลังงานหรือเหตุการณ์ภัยพิบัติที่ก่อให้เกิดการขาด แคลนด้านพลังงาน ปตท. ยังจะต้องเป็นผู้ดำเนินการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที และรายงานให้กระทรวงพลังงานทราบทุกครั้ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการยกเลิกสิทธิพิเศษของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐวิสาหกิจเพื่อดำเนินการ ตามระเบียบต่อไป ทั้งนี้ ในกรณีเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานการณ์ฉุกเฉินต่าง ๆ ปตท. ยังจะต้องเป็นผู้ดำเนินการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที และรายงานผลการดำเนินการดังกล่าวต่อกระทรวงพลังงานทราบทุกครั้ง
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. ไปประสานกับคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษ ของหน่วยงานและรัฐวิสาหกิจ เพื่อนำหลักการที่จะยกเลิกสิทธิพิเศษของ ปตท. ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้แก่ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจอื่น ๆ เพื่อให้สอดคล้องพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฉบับปรับปรุงใหม่ต่อไป
กพช. ครั้งที 2 วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤษภาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2558 (ครั้งที่ 2)
วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤษภาคม 2558 เวลา 09.00 น.
2.ผลการดำเนินมาตรการโครงการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ครั้งที่ 1/2558
3.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
4.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
5.สถานะของระบบส่งไฟฟ้าที่เหลือเพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.รายงานประจำปี 2556 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
9.การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน
10.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015)
11.กรอบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565-2566
12.บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) ขอขยายกำหนดเวลาจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชน
13.แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 โดยมีหัวหน้า คสช. เป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งการประชุม กพช. เป็นไปตามคำสั่ง คสช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีเพื่อบริหารประเทศแทน คสช. สำนักงานเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) เกี่ยวกับสถานะของประกาศและคำสั่งของ คสช. บางฉบับที่มิได้นำบทบัญญัติเกี่ยวกับองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะ กรรมการตามกฎหมายและระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีมาบังคับใช้ ซึ่ง สคก. ได้มีความเห็นว่าสมควรใช้คณะกรรมการตามที่กฎหมายกำหนดไว้ ส่วนคณะกรรมการตามคำสั่ง คสช. ให้หยุดปฏิบัติหน้าที่ไว้ก่อน ดังนั้น การประชุม กพช. จึงเป็นไปตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานกรรมการ
2. เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2557 สำนักงานเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือถึง สคก. แจ้งว่า หัวหน้า คสช. มีนโยบายให้คณะกรรมการที่แต่งตั้งขึ้นโดยประกาศหรือคำสั่งของ คสช. บางคณะ ประกอบด้วย คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน คณะกรรมการส่งเสริมวิสาหกิจขนาดกลางและขนาดย่อม คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ยังคงสามารถปฏิบัติหน้าที่ต่อไป ดังนั้น สคก. จึงยกร่างพระราชบัญญัติเพื่อยกสถานะของคำสั่ง คสช. ซึ่งต่อมา พระราชบัญญัติการปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการที่แต่งตั้งตามประกาศและคำสั่ง ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติบางฉบับ พ.ศ. 2558 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2558 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2558 ส่งผลให้ กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 เป็น กพช. แต่งตั้งขึ้นตามกฎหมายว่าด้วย กพช.
3. เพื่อให้ กพช. สามารถบริหารงานได้อย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับโครงสร้างการบริหารราชการ ในปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหัวหน้า คสช. ขอเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กพช. ซึ่งหัวหน้า คสช. ได้ลงนามในคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 2/2558 เรื่อง เปลี่ยนแปลงองค์ประกอบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 แล้วเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2558 โดยมีการเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กพช. ดังนี้ (1) ประธานกรรมการ จากเดิม หัวหน้า คณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็น นายกรัฐมนตรี (2) รองประธานกรรมการ จากเดิม รองหัวหน้าคณะรักษา ความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็น รองนายกรัฐมนตรี (หม่อมราชวงศ์ปรีดิยาธร เทวกุล) (3) กรรมการมีการเปลี่ยนแปลงจากปลัดกระทรวงที่เกี่ยวข้อง เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงที่เกี่ยวข้อง จำนวน 11 ตำแหน่ง คือตำแหน่งที่ 3 – 9 และ 11 - 14 และ (4) เพิ่มเติมกรรมการ จำนวน 2 ตำแหน่ง คือ รัฐมนตรี ว่าการกระทรวงพลังงาน และเลขาธิการนายกรัฐมนตรี รวมทั้ง หัวหน้า คสช. ได้บัญชาให้ทุกการประชุม กพช. มีผู้แทนคณะกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติเข้าร่วม ประชุมด้วย เพื่อทราบนโยบายทุกเรื่อง นำไปสู่การขับเคลื่อนให้สอดคล้องกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ผลการดำเนินมาตรการโครงการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ครั้งที่ 1/2558
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยในหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ข้อ 6.8.7 ได้กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าซึ่งเรียก ว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า
2. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เริ่มดำเนินโครงการนำร่อง Thailand Demand Response ตั้งแต่ปี 2557 โดยเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานโครงการ นำร่องฯ ในช่วงวันที่ 8 - 10 มกราคม 2557 ทั่วประเทศ เวลา 13.00 ถึง 20.00 น. มีเป้าหมายลดการใช้กำลังไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ เพื่อลดความเสี่ยงจากการเกิดสภาวะขาดแคลนพลังไฟฟ้าในช่วงที่มีการหยุดซ่อม ระบบส่งก๊าซธรรมชาติเยตากุน โดยได้รับความร่วมมือจากผู้ใช้ไฟฟ้า 305 มิเตอร์ ลดการใช้ไฟฟ้าได้ 2.05 ล้านหน่วย และลดการใช้กำลังไฟฟ้าได้สูงสุด 70.7 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 12 มิถุนายน 2557 กกพ. มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสำหรับเสริมความมั่นคง ระบบไฟฟ้าภาคใต้รองรับการ หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 โดยดำเนินการในช่วงวันที่ 19 - 26 มิถุนายน 2557 เฉพาะผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ เวลา 18.30 ถึง 22.30 น. มีเป้าหมายลดการใช้กำลังไฟฟ้า 250 เมกะวัตต์ และจ่ายค่าชดเชยในอัตรา 4 บาทต่อหน่วย ให้ผู้ที่เข้าร่วมโครงการและมีมิเตอร์ในระบบอ่านมิเตอร์อัตโนมัติ (Automatic Meter Reading: AMR) ผลการดำเนินมาตรการได้รับความร่วมมือจากผู้ใช้ไฟฟ้า 334 มิเตอร์ ลดการใช้ไฟฟ้าลงได้ 2.32 ล้านหน่วย และลดการใช้กำลังไฟฟ้าไฟฟ้าได้สูงสุด 48 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการทั้งสิ้น 9.29 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 มีมติเห็นชอบให้ส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวเป็นองค์ประกอบของค่าใช้จ่าย ตามนโยบายรัฐบาลในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ในงวดเดือนมกราคม - เมษายน 2558 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จ่ายค่าชดเชยให้แก่ผู้ประกอบการที่เข้าร่วมโครงการ
3. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2558 และวันที่ 11 มีนาคม 2558 กกพ. ได้มีมติให้ดำเนินมาตรการลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารองรับการหยุดจ่ายก๊าซ ธรรมชาติ เดือนเมษายน 2558 เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับเหตุการณ์วิกฤตด้านความมั่นคงไฟฟ้า ในระหว่างวันที่ 10 17 18 และ 20 เมษายน 2558 โดยกำหนดเป้าหมายของหน่วยใช้ไฟฟ้าที่จะลดลงได้ 500 เมกะวัตต์ อัตราชดเชย 3 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยเป็นรายการค่าใช้จ่ายนโยบายภาครัฐ ซึ่งมีกลไกการส่งผ่านค่าใช้จ่ายผ่านสูตร Ft และให้ กฟผ. การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และ กฟภ. เป็นผู้รวบรวมการใช้ไฟฟ้า ติดตามและคำนวณผลการลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งค่าชดเชย ซึ่งมีภาคอุตสาหกรรม ห้างสรรพสินค้า Hypermart และโรงแรมทั่วประเทศ สมัครเข้าร่วมโครงการ 937 มิเตอร์ แบ่งเป็น กฟผ. 4 มิเตอร์ กฟน. 38 มิเตอร์ และ กฟภ. 895 มิเตอร์ มีผู้ที่ผ่านคุณสมบัติ 851 มิเตอร์ รวมกำลังไฟฟ้าเสนอลด 747.64 เมกะวัตต์ โดยในวันที่ 17 เมษายน 2558 ช่วงเวลา 14.00 ถึง 17.00 น. มีผู้เสนอลดกำลังไฟฟ้าสูงสุดถึง 741.56 เมกะวัตต์ สรุปการดำเนินมาตรการ 4 วัน ได้ดังนี้ (1) การลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมสูงสุด เกิดขึ้นในวันที่ 17 เมษายน 2558 ช่วงเวลา 10.00 น. ถึง 12.00 น. ลดลงได้สูงสุดประมาณ 507 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 101 ของเป้าหมาย (2) การลดการใช้กำลังไฟฟ้าตลอด 4 วันของโครงการ เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 322 เมกะวัตต์ และ (3) มีผู้ร่วมโครงการกว่า 800 มิเตอร์ สูงกว่าในเดือนมกราคม 2557 และลดการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ตามเป้าหมาย 500 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน: เป้าหมายรวม 2,800 เมกะวัตต์ และ กพช. ได้มีมติให้รับซื้อเพิ่มสำหรับโครงการที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าไว้ก่อนที่จะปิด รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 178 โครงการ ในอัตรารับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนธันวาคม 2558 โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการเปลี่ยนที่ตั้งแล้วเสร็จ ทั้งหมดแล้ว ดังนี้ (1) โครงการที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนให้ตอบรับซื้อได้มี 172 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 989.675 เมกะวัตต์สูงสุด พร้อมสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และ (2) มี 6 โครงการ รวม 23.7 เมกะวัตต์สูงสุด ที่ไม่เสนอให้ตอบรับซื้อ เนื่องจาก 3 โครงการยื่นเสนอขายไฟฟ้าหลังจากที่ กฟภ. ประกาศชะลอรับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2553 และอีก 3 โครงการติดปัญหาสายส่งและผังเมือง แต่ไม่มายื่นเปลี่ยนที่ตั้งภายในกำหนดวันที่ 31 มีนาคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop): กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัย ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ เพิ่มเติมให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 131 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ซึ่ง สกพ. ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 รวมทั้งออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเริ่มให้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป ปัจจุบัน มีผู้สนใจยื่นเสนอโครงการ 2,543 ราย รวม 21.570 เมกะวัตต์สูงสุด แบ่งเป็น กฟน. ยื่นขอ 333 ราย 2.432 เมกะวัตต์ และตอบรับไปแล้ว 176 ราย 1.303 เมกะวัตต์ และ กฟภ. ยื่นขอ 2,210 ราย 19.139 เมกะวัตต์ ซึ่งยังไม่ตอบรับซื้อ
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร: ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ อัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และขยายไปจนถึงเดือนมิถุนายน 2559 ปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารมาตรการฯ แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ กลั่นกรอง และคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและ สหกรณ์การเกษตร เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2558 เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์เข้าร่วมโครงการและกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการ คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ สกพ. จัดทำระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ แล้วเสร็จและลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำร่างประกาศรับซื้อไฟฟ้าฯ โดยรอหลักเกณฑ์จากคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ฯ
4. สรุปสถานภาพ ณ ปัจจุบัน แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 761 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,558 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,431 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 223 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 173 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 991 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 176 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 2,549 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 45.70 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,819 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
รับทราบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงกลาโหมร่วมกันศึกษาแนวทาง การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อความมั่นคง ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร โดยให้ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้ภายในหน่วยงานเป็นหลักและให้ถือปฏิบัติอย่างเคร่ง ครัด
เรื่องที่ 4 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 มีมติรับทราบความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป โดย กกพ. มีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้วจำนวน 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 366.20 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 281.22 เมกะวัตต์ จะกำกับให้การไฟฟ้าดำเนินการยกเลิกสัญญาตามขั้นตอนและระเบียบที่เกี่ยวข้อง และ (2) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD จำนวน 91 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,523.43 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,351.31 เมกะวัตต์ จะกำกับให้การไฟฟ้าติดตามการดำเนินโครงการอย่างใกล้ชิดและให้รายงาน กกพ. เป็นระยะ ทั้งนี้ มีโครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 31.75 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 29.50 เมกะวัตต์
2. กกพ. ได้กำกับการดำเนินของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งในฐานะคู่สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยสรุปสถานภาพการดำเนินงาน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2558 ได้ ดังนี้
2.1 โครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ และปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 18 เมกะวัตต์ (2) เลยกำหนด COD แล้ว 5 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 11.75 เมกะวัตต์ และปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 11.50 เมกะวัตต์2.2 โครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 4 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 137.73 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 98.63 เมกะวัตต์ (2) ยกเลิก PPA แล้ว 3 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 3.49 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 2.89 เมกะวัตต์ (3) โครงการคงเหลือ 65 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 224.98 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 179.70 เมกะวัตต์ โดยมี 38 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 110.73 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 88.05 เมกะวัตต์ ที่ครบกำหนดการหักหลักค้ำประกันแล้วและการไฟฟ้ายกเลิกสัญญาซื้อขายฯ และมีโครงการที่เลยกำหนด COD เพิ่มเติมอีก 34 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 129.51 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 99.84 เมกะวัตต์ ดังนั้น สรุปโครงการที่เลยกำหนด COD รวม 99 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 354.49 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 279.54 เมกะวัตต์2.3 โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD 91 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 2 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 75 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 62 เมกะวัตต์ (2) เลยกำหนด COD 29 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 117.76 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 88.34 เมกะวัตต์ (3) โครงการคงเหลือ 60 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,330.67 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,200.98 เมกะวัตต์ และ (4) มีโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากที่ได้รายงาน กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 อีก 23 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 162 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 140.2 เมกะวัตต์ ดังนั้น สรุปโครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD รวม83 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,492.67 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,341.18 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานะของระบบส่งไฟฟ้าที่เหลือเพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้ กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตลอดจนการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
2. กกพ. ได้หารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อจัดทำข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2558 กฟผ. ได้จัดส่งข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งไฟฟ้าให้ กกพ. พิจารณา โดยมีสมมติฐานและศักยภาพระบบโครงข่าย ดังนี้
2.1 สมมติฐานที่ กฟผ. ใช้ในการศึกษา Grid Capacity ได้แก่ (1) ข้อมูลพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารายสถานี และข้อมูลโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2010 Rev.3 (2) ข้อมูล VSPP ที่ PEA ส่งให้เมื่อวันที่ 24 - 25 เมษายน 2558 (3) งานก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. กำหนดให้แล้วเสร็จ ตามแผน (4) พิจารณาการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าหลักจากเหตุผลด้านความมั่นคงและราคาต้นทุน การผลิตไฟฟ้า และ (5) การศึกษาเฉพาะการไหลของกำลังไฟฟ้าแต่ไม่ได้พิจารณาเรื่องค่ากระแสลัดวงจร2.2 ศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งในช่วงปี 2559 – 2561 แบ่งเป็น (1) รวมเขตภูมิภาค (ภาคเหนือ ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคตะวันออก รอบเขตกรุงเทพ ภาคใต้ และภาคตะวันตก) ปี 2559 – 2561 มีศักยภาพรวมอยู่ที่ 1,628 1,628 และ 2,008 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ สำหรับระบบสายส่งของภาคตะวันออกเฉียงเหนือในปี 2559 – 2560 มีศักยภาพเต็มแล้วเนื่องจากในช่วงที่ผ่านมามีการรับซื้อพลังงานหมุนเวียน จำนวนมาก คงเหลือในปี 2561 รับได้ 240 เมกะวัตต์ และ (2) เขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลอยู่ที่ 1,767.2 1,815.3 และ 1,870.3 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สรุปศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งในช่วงปี 2559 – 2561 ของทั้งประเทศอยู่ที่ 3,395.2 3,443.3 และ 3,878.3 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ กกพ. จะนำข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งไปใช้ประกอบการออกหลักเกณฑ์การ รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา โดยคาดว่าจะประกาศหลักเกณฑ์ดังกล่าวภายในเดือนกรกฎาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และให้ประกาศใช้ข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซ ธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 ซึ่งเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2557 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Regime และแจ้งผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้จัดทำ TPA Code ภายใต้กรอบของ TPA Regime และเสนอ กกพ. พิจารณาก่อนการประกาศใช้ต่อไป ต่อมา TPA Code ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2557 เป็นต้นไป
2. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2558 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Code ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) พร้อมให้ดำเนินงานตามแผนเตรียมความพร้อมการเปิด TPA Code โดยให้รายงานผลการดำเนินงานพร้อมทั้งปัญหาและอุปสรรคที่ต่อ กกพ. ทุก 3 เดือน ทั้งนี้ ปตท. และ PTTLNG ได้ประกาศใช้ TPA Code เรียบร้อยแล้ว เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2558
3. การดำเนินการที่สำคัญในระยะต่อไป มีดังนี้ (1) การเตรียมการของผู้รับใบอนุญาตเพื่อรองรับการเปิด TPA ในส่วนของ ปตท. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ จะจัดทำและติดตั้งระบบปฏิบัติการในการบริหารจัดการรับส่งก๊าซ ระบบการจองความสามารถการให้บริการ การติดตั้งระบบการวัดคุณภาพและปริมาณก๊าซ การจัดทำระบบการขอเชื่อมต่อ การจัดทำคู่มือการปฏิบัติการ คู่มือการให้บริการ และคู่มืออื่นที่เกี่ยวข้อง การเตรียมความพร้อมสำหรับการเปิด TPA ท่อในทะเล และพัฒนาระบบปฏิบัติการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งการจัดทำสัญญามาตรฐานที่เกี่ยวข้องกับการเปิด TPA และในส่วนของ PTTLNG ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ จะเตรียมการระบบปฏิบัติการ จัดทำคู่มือการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้อง เตรียมการด้านสัญญามาตรฐาน ด้าน Code of Conduct และด้าน Open Season สำหรับผู้ใช้บริการรายใหม่ (2) การกำกับดูแล โดยให้รายงานผลการดำเนินงาน พร้อมปัญหาอุปสรรคจากการให้บริการตาม TPA Code ต่อ กกพ. รายไตรมาส มีการกำกับดูแลความสามารถ ในการให้บริการ (Capacity) ที่มีสัญญาผูกพันแล้ว และความสามารถในการให้บริการคงเหลือที่สามารถเปิดให้บุคคลที่สามเข้ามาใช้ หรือเชื่อมต่อได้ ตลอดจนการกำกับดูแลสัญญามาตรฐาน และอัตราค่าบริการที่เกี่ยวข้องด้วย และ (3) กกพ. และ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานอยู่ระหว่างการศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติเพื่อให้รองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ที่จะเกิดขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องจัดทำรายงานประจำปี เสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนฯ และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลการดำเนินงานสำคัญในปี 2556 ประกอบด้วย มีการออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติรวม 165 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 159 ฉบับและประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 6 ฉบับ) ออกประกาศประมวลหลักการปฏิบัติ (COP) สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวลประเภทเชื้อเพลิงแข็ง พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ปี 2556 รวม 4 ครั้ง พิจารณาปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามคู่มือของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ออกระเบียบว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา พ.ศ. 2556 กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP กำลังการผลิตรวม 5,000 เมกะวัตต์ พิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบ กิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 19 เรื่อง จาก 59 เรื่อง การบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้า อนุมัติกรอบงบประมาณ ในการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นรอบโรงไฟฟ้าเป็นเงินประมาณ 2,600 ล้านบาท กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP SPP และ VSPP ให้เป็นไปตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (พ.ศ. 2555 - 2564) และจัดประชุมเครือข่ายความร่วมมือ ASEAN Energy Regulators’ Network (AERN) ครั้งที่ 2 และในส่วนการรายงาน งบการเงินและบัญชีทำการ ปีงบประมาณ 2556 มีรายได้จากการดำเนินงาน 832,355,430.94 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 690,975,427.72 บาท และมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 56,008,253.84 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และให้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใน รูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตลอดจนดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2558 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึงการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ โดยการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 ส่วนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกประกาศดังกล่าวเมื่อวันที่ 29 และ 30 มกราคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) พ.ศ. 2558 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 มีนาคม 2558
2. ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างประสานกับกระทรวงพลังงานเพื่อขอรับทราบเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ลำดับความสำคัญของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อ ประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าด้วยกลไกการแข่งขัน ดังนั้น เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าฯ สอดคล้องกับเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและศักยภาพ ของระบบไฟฟ้าที่มีอยู่ จึงจำเป็นต้องขยายเวลาการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ด้วยกลไกการแข่งขันด้านราคา และเนื่องจากเชื้อเพลิงแต่ละประเภทมีข้อจำกัดและคุณลักษณะเฉพาะที่แตกต่าง กัน โดยเฉพาะน้ำที่มีเพียงบางพื้นที่ที่มีความเหมาะสมในการจัดทำโครงการ และขยะที่รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะเป็นการเฉพาะ ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้ำและขยะเป็นการเฉพาะแยกออกจาก การรับซื้อไฟฟ้าฯ ในครั้งนี้ ดังนั้น กกพ. จึงขอความเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใน แบบ FiT จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 โดยไม่รวมพลังงานน้ำและขยะในการประกาศรับซื้อรอบนี้ อีกทั้งรัฐบาลมีแนวนโยบายที่จะให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเป็นส่วนหนึ่งใน การรองรับนโยบายอื่น เช่น Roadmap การจัดการขยะของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ หรือโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อความมั่นคงของกระทรวงกลาโหม หรือโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ซึ่งยังขาดข้อมูลบางประการที่จำเป็นต้องใช้ประกอบการพิจารณาออกประกาศรับ ซื้อไฟฟ้าในอนาคต จึงเห็นสมควรให้มีการศึกษาเพิ่มเติมโดยนำเอาข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) ไปใช้ประกอบการเตรียมการออกหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบายนี้ในอนาคต ด้วย
3. การดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT โดย กกพ. ได้ออกประกาศ ที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT รวม จำนวน 3 ฉบับ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 ออกประกาศเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT พ.ศ. 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าเมื่อปี 2557 หรือที่ได้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้วก่อนวันที่ 16 ธันวาคม 2558 ที่มีความประสงค์จะเปลี่ยนจากแบบ Adder เป็นแบบ FiT (2) เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ออกประกาศตามข้อ (1) เพิ่มเติมเพื่อใช้เป็นแนวทางดำเนินงานสำหรับผู้ที่ได้ยื่นความประสงค์ของ เปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT และ (3) เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2558 ออกประกาศตามข้อ (1) เพิ่มเติมฉบับที่ 2 เพื่อขยายกรอบระยะเวลาการรับคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่จากวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ 27 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2558 ทั้งนี้ เพื่อให้มีความชัดเจนและอำนวยความสะดวกแก่ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ กกพ. จะรวมประกาศทั้ง 3 ฉบับข้างต้นเป็นฉบับเดียว รวมทั้งเพื่อให้ผู้ที่ประสงค์จะเข้าร่วมโครงการมีโอกาสพิจารณาการเปลี่ยนจาก Adder เป็น FiT ได้มากขึ้น จึงเห็นควรให้ขยายระยะเวลาการยื่นคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่จากวันที่ 31 มีนาคม 2558 เป็นวันที่ 31 กรกฎาคม 2558
4. การยื่นคำขอยกเลิกและการยื่นคำขอขายไฟฟ้าใหม่ เพื่อเปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT ในช่วงวันที่ 26 มกราคม 2558 - 31 มีนาคม 2558 มีผู้มายื่นคำขอยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือคำขอขายไฟฟ้าเดิมในระบบ Adder รวม 124 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 667.83 เมกะวัตต์ และมีผู้มายื่นคำขอขายไฟฟ้าใหม่ในแบบ FiT 122 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 652.50 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขัน ด้านราคา (Competitive Bidding) จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. เห็นชอบให้ศึกษาความสามารถในการรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติม ในอนาคตโดยเฉพาะโครงการภายใต้นโยบายของรัฐบาล เช่น โรงไฟฟ้าพลังน้ำ โรงไฟฟ้าขยะตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อความมั่นคงตามนโยบายของกระทรวงกลาโหม เป็นต้น รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่อาจจะเปิดให้มีการรับซื้อในอนาคต
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการยื่นคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่เพื่อขอเปลี่ยน จาก Adder เป็นแบบ FiT สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือโครงการที่ได้รับอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 จากวันที่ 31 มีนาคม 2558 เป็นวันที่ 31 กรกฎาคม 2558
4. เห็นชอบให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder และการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในแบบพลังงานแสงอาทิตย์ที่ให้พิจารณาส่วนต่างค่ารับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก การรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT กับค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นค่าใช้จ่าย ตามนโยบายภาครัฐใน Ft
5. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนของโครงการพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder ที่หยุดรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ทำให้ผู้ยื่นขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder ไม่สามารถจะยื่นขอได้ทัน และเมื่อได้ข้อยุติแล้วให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 9 การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2509 มีวัตถุประสงค์เพื่อควบคุมการกลั่นและค้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไปโดยเหมาะ สม เกี่ยวกับคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิงและการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ มีปริมาณพอควร เพื่อประโยชน์แก่ประเทศและประชาชน ประเทศไทยจึงเริ่มสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง โดยภาคเอกชน (ผู้ค้าน้ำมัน) ตั้งแต่ปี 2509 เป็นต้นมา โดยคำนวณจากระยะเวลาจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งตะวันออกกลางถึงประเทศไทยและระยะ เวลาในการกลั่นเป็นน้ำมันสำเร็จรูปใช้เวลารวมทั้งสิ้นประมาณ 18 วัน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับการสำรองในระยะเวลา 1 ปี (365 วัน) ส่งผลให้มีอัตราสำรองเท่ากับร้อยละ 5 รัฐบาลในขณะนั้น จึงได้กำหนดให้สำรองทั้งน้ำมันดิบร้อยละ 5 (เพียงพอใช้ได้ 18 วัน) และน้ำมันสำเร็จรูป ร้อยละ 5 (เพียงพอใช้ได้ 18 วัน) ทำให้ประเทศมีน้ำมันเพียงพอใช้ได้รวมทั้งสิ้น 36 วัน ด้วยเหตุผลว่า การมีสำรองน้ำมันดิบเพื่อให้โรงกลั่นสามารถมีน้ำมันดิบเข้ากลั่นได้ตลอดเวลา และการสำรองน้ำมันสำเร็จรูปเพื่อให้ผู้บริโภค (ประชาชน) มีน้ำมันใช้ตลอดเวลาเช่นเดียวกัน
2. ในช่วงที่ผ่านมา น้ำมันสำรองได้มีการนำออกมาใช้ตามความจำเป็นในเหตุการณ์ต่างๆ เช่น กรณีน้ำมันดิบ เกิดเหตุท่าเรือส่งออกน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางปิดชั่วคราวเนื่องจากสภาพ อากาศแปรปรวน มีคลื่นสูง เรือเลื่อนกำหนดถึงท่าเรือประเทศไทย เหตุท่อรับน้ำมันดิบรั่วในทะเล เป็นต้น ส่วนกรณีน้ำมันสำเร็จรูป เกิดไฟไหม้โรงกลั่นน้ำมันจำเป็นต้องหยุดซ่อมไม่น้อยกว่า 1 เดือน ไม่สามารถกลั่นน้ำมันสำเร็จรูปได้ เหตุน้ำท่วมเขตปริมณฑลทำให้การรับส่งน้ำมันจากโรงกลั่นไปคลังน้ำมันหลักใน ภูมิภาคมีปัญหา ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันที่รับน้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นจำเป็นต้องขอลดสำรอง น้ำมันสำเร็จรูป เพื่อนำน้ำมันสำรองดังกล่าว ไปจำหน่ายให้แก่ประชาชน นอกจากนี้ ในอดีตรัฐบาลก็เคยมีประกาศปรับลดและเพิ่มอัตราสำรองตามความเหมาะสมของ สถานการณ์ เช่น ปรับอัตราสำรองลดลงในช่วงภาวะน้ำมันล้นตลาด สามารถจัดหาได้ง่ายขึ้น หรือปรับเพิ่มขึ้นในช่วงที่มีสถานการณ์สู้รบในตะวันออกกลาง ส่งผลต่อความไม่แน่นอนในการจัดหาน้ำมัน ในต่างประเทศ เกิดเหตุวินาศกรรมในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
3. ปัจจุบันประเทศมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง 2 ส่วน คือ (1) น้ำมันดิบ อัตราสำรองร้อยละ 6 เทียบเท่าจำนวนวันสำรอง 21.5 วัน และ (2) น้ำมันสำเร็จรูป อัตราสำรองร้อยละ 6 เทียบเท่าจำนวนวันสำรอง 21.5 วัน โดยอัตราสำรองร้อยละ 6 เป็นอัตราสำรองที่ปรับเพิ่มขึ้นเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2556 ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อเพิ่มความมั่นคงทางด้านพลังงานให้แก่ประเทศ ส่งผลให้มีจำนวนวันสำรองเทียบเท่า 43 วัน ซึ่งในขณะนั้นราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับประมาณ 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทำให้ผู้ค้าน้ำมันในประเทศมีภาระต้นทุนที่สูงขึ้น โดยราคาต้นทุนสำรองสำหรับน้ำมันดิบประมาณ 1.5 สตางค์ต่อลิตร และน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 2.3 สตางค์ต่อลิตร (อัตราแลกเปลี่ยน 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ)
4. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 ที่ระดับราคาประมาณ 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ต่อเนื่องมาจนถึงปัจจุบันราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับราคาประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากความไม่สมดุลของอุปสงค์และอุปทาน รวมทั้งโอเปคยังคงรักษาระดับกำลังการผลิตไว้ที่เดิม และไม่มีแนวโน้มลดกำลังการผลิตลง ส่งผลให้เกิดภาวะน้ำมันล้นตลาด สามารถจัดหาน้ำมันดิบง่ายขึ้น ดังนั้น เพื่อใช้โอกาสในช่วงสถานการณ์ราคาน้ำมันที่เป็นขาลง จึงเห็นควรผ่อนคลายระดับการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย โดยพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในตะวันออกกลาง ที่ประมาณ 15 วัน และระยะเวลาในการจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปที่จัดหาได้ง่ายขึ้นกว่าอดีตที่ประมาณ 7 วัน รวมระยะเวลาจัดหาสำเร็จรูปจากสิงคโปร์ประมาณ 4 วัน ดังนั้น เมื่อรวมกับการสำรองเพื่อการค้า (Working Stock) ของผู้ค้าน้ำมันเองอีกประมาณ 4 วัน รวมมีสำรองทั้งประเทศประมาณ 30 วัน ซึ่งน่าจะเพียงพอกับสถานการณ์ในขณะนี้
5. กระทรวงพลังงาน เห็นควรให้ลดอัตราสำรองน้ำมันตามกฎหมายลงเฉพาะน้ำมันสำเร็จรูปให้เหลือร้อย ละ 1 ส่วนน้ำมันดิบยังคงเดิมไว้ที่ร้อยละ 6 เนื่องจากใช้ระยะเวลาในการจัดหานาน ซึ่งประโยชน์ที่ได้รับ มีดังนี้ (1) เกิดสภาพคล่องของน้ำมันในตลาดเพิ่มขึ้น ประชาชนจะได้ประโยชน์จากการแข่งขันด้านราคาน้ำมัน (2) ผู้ค้าน้ำมันมีพื้นที่ถังเก็บเพิ่มมากขึ้น สามารถนำไปใช้ให้เกิดประโยชน์ในทางธุรกิจอื่นได้ เพิ่มศักยภาพในการแข่งขันให้ผู้ประกอบการ และ (3) สามารถลดต้นทุนบางส่วนของผู้ค้าน้ำมันลงได้ ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง ทั้งนี้ หากมีสถานการณ์อย่างหนึ่งอย่างใดอันก่อให้เกิดความเสี่ยงภัยต่อการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ กระทรวงพลังงานจะเสนอให้ปรับอัตราสำรองเพิ่มขึ้นได้ทันที
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้ลดอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายให้เหลือจำนวนวัน สำรองประมาณ 25 วัน โดยแบ่งเป็นอัตราสำรองน้ำมันดิบร้อยละ 6 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 1
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการปรับลดอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย พร้อมทั้งกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 10 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำ PDP 2015 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด และนำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” 4 ภูมิภาค (สิงหาคมถึง กันยายน 2557) ในส่วนกลาง ณ กรุงเทพมหานคร และส่วนภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ ณ จังหวัดเชียงใหม่ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ณ จังหวัดขอนแก่น และภาคใต้ ณ จังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนามาพิจารณาประกอบการจัดทำ ร่างแผน PDP 2015
3. การพิจารณาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวของประเทศ สมมติฐานและจัดทำร่างแผน PDP 2015 จะให้ความสำคัญในประเด็น ดังนี้ (1) เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ (2) ต้นทุนค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม (Economy) ราคาค่าไฟฟ้ามีความเหมาะสม และมีเสถียรภาพ ประชาชนไม่แบกรับภาระสูงเกินไป รวมถึงจะต้องสะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาประเทศในระยะยาว และ (3) ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ปริมาณการปลดปล่อย CO2 ไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 รวมทั้งส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน และส่งเสริมการมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืน ต่อมากระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) และสัมมนารับฟังความคิดเห็น (Public Hearing) จากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 8 และ 28 เมษายน 2558 ตามลำดับ และได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้ง 2 ครั้ง มาประกอบการพิจารณาปรับปรุงร่างแผน PDP 2015
4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015)
4.1 การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว : การจัดทำ PDP 2015 กำหนดสมมติฐานการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว ดังนี้ (1) พยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระดับจำหน่าย ได้แก่ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) โดยใช้แบบจำลองของมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ ได้แก่ แบบจำลองทางเศรษฐมิติ (Econometric Model) และแบบจำลอง End – Use Model (2) ใช้ข้อมูลการใช้พลังงานไฟฟ้าที่เป็นค่าจริง 10 เดือนของปี 2557 เป็นฐานในการพยากรณ์ฯ (3) ใช้ค่าพยากรณ์การเติบโตทางเศรษฐกิจหรือผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) ปี 2557 - 2579 จาก สศช. เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2557 ซึ่งรวมโครงการโครงสร้างพื้นฐานของรัฐบาล มีอัตราการเจริญเติบโตเฉลี่ยในช่วงปี 2557 - 2579 อยู่ที่ร้อยละ 3.94 ต่อปี (4) ใช้จำนวนประชากรและข้อมูลการพยากรณ์จำนวนประชากรของประเทศจาก สศช. มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยในช่วงปี 2557 - 2579 อยู่ที่ร้อยละ 0.03 ต่อปี (5) พยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Load) โดยใช้ Load Profile ปี 2556 (6) เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนตามแผน AEDP ณ ปี 2579 เท่ากับ 19,635 เมกะวัตต์ และ (7) เป้าหมายการประหยัดพลังงานไฟฟ้าตามแผน EEDP ณ ปี 2579 เท่ากับ 89,672 ล้านหน่วย ทั้งนี้ ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติการประชุมคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำ แผนพัฒนา กำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยกรณีฐานพิจารณาที่ร้อยละ 100 ของแผนอนุรักษ์พลังงาน (EE100%)4.2 แผนอนุรักษ์พลังงาน: การจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Development Plan: EEDP 2015 - 2036) ได้ทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 -2573) โดยปรับค่าพื้นฐานและสมมติฐานอื่นๆ ให้สอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและการพยากรณ์ความต้องการใช้ น้ำมันเชื้อเพลิง และปรับเป้าหมายที่จะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ซึ่งปี 2556 ความเข้มการใช้พลังงานเมื่อเทียบกับปี 2553 ลดลงประมาณ 4,442 ktoe ทั้งนี้ ในช่วงปี 2558 - 2579 จะผลักดันมาตรการต่างๆ ให้เกิดผลประหยัดพลังงานอีกประมาณ 51,700 ktoe โดยร้อยละ 15 เป็นส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้า 7,641 ktoe หรือเทียบเท่า 89,672 ล้านหน่วย (GWh) และร้อยละ 85 เป็นส่วนการลดการใช้พลังงานความร้อน 44,059 ktoe พร้อมทั้งทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงานใน 4 ภาคเศรษฐกิจ ได้แก่ บ้านที่อยู่อาศัย อุตสาหกรรม อาคารธุรกิจ และขนส่ง โดยมีแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้ (1) ยกเลิก/ทบทวนการอุดหนุนราคาพลังงาน เพื่อส่งสัญญาณให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาให้เป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการทางภาษี สนับสนุนมาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนอุปกรณ์ที่มีการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ (3) เร่งรัดการสนับสนุนมาตรการด้านการเงิน เพื่อให้มีการเปลี่ยนอุปกรณ์ และเกิดการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (4) มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคารและโรงงาน (Building Energy Code: BEC) โดยประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงมหาดไทย เพื่อผลักดันให้เป็นมาตรการบังคับ (5) รณรงค์ด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานและการปลูกจิตสำนึก (6) กำหนดให้ผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าขนาดใหญ่ดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานให้ ลูกค้า (Energy Efficiency Resources Standard: EERS)จากมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานทั้งหมด 34 มาตรการ เมื่อพิจารณาตามแนวทางข้างต้น เฉพาะด้านไฟฟ้าจะมี 6 มาตรการที่มีศักยภาพและมีโอกาสเห็นสูงร้อยละ 100 ซึ่งคาดว่า จะปรับปรุงปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากกรณีปกติ ณ ปี 2579 ได้ 89,672 ล้านหน่วย ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาแยกเป็น รายภาคเศรษฐกิจจะได้ผลประหยัดจากภาคที่อยู่อาศัยเท่ากับ 13,633 ล้านหน่าย (คิดเป็นร้อยละ 15) ภาคอุตสาหกรรมเท่ากับ 31,843 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 36) ภาคอาคารธุรกิจเท่ากับ 37,052 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 41) และภาคอาคารรัฐเท่ากับ 7,144 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 8)4.3 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก: แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2015 - 2036) มียุทธศาสตร์ในการส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพให้ได้เต็มตามศักยภาพเป็นลำดับแรก โดยการสำรวจศักยภาพคงเหลือในปัจจุบันสามารถผลิตไฟฟ้าจากขยะได้ประมาณ 500 เมกะวัตต์ และผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลได้อีกประมาณ 2,500 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ได้ประสานงานร่วมกับนโยบาย Zoning ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทำให้สามารถเพิ่มศักยภาพเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าได้อีกประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนตาม รายภูมิภาค โดย Zoning ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์และลมในลำดับถัดไป เมื่อต้นทุนสามารถแข่งขันได้กับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็ง และการลดการนำเข้าพลังงานจากฟอสซิล และ (4) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค ทั้งนี้ ได้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้นประมาณ 19,635 เมกะวัตต์4.4 สมมติฐานการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย 1) ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในแผน PDP 2015 กรณีฐาน ตามที่คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศพิจารณา ในวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยได้พิจารณาถึงเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2) คำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งจะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานให้ลดลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 โดยในส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้าคิดเป็น 89,672 ล้านหน่วย 3) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า: (1) พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยงและมีความสำคัญของประเทศ ได้แก่ ระบบไฟฟ้าภาคใต้ และระบบไฟฟ้าในพื้นที่กรุงเทพฯ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (3) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าโดยกำหนด สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดโรงไฟฟ้าที่มีภาระผูกพันแล้วและไม่ต่ออายุการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ที่จะหมดอายุสัญญาในช่วงปี 2558 - 2579 เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง โดยยึดแนวทางการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก โดยปลายแผนกำหนดให้ ไม่เกินร้อยละ 40 จากปัจจุบันอยู่ที่ร้อยละ 65 เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้า รวมประมาณ 19,635 เมกะวัตต์ เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด และในส่วนการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศให้คำนึงถึงศักยภาพที่สามารถจัดหาได้ และมีราคาที่เหมาะสม โดยกระจายแหล่งผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านหลายประเทศ กำหนดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ นอกจากนี้ กำหนดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ไว้ปลายแผนไม่เกินร้อยละ 5 หรือ 2,000 เมกะวัตต์ ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ และ (4) กำหนดให้การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลดลงร้อยละ 20 เทียบกับ ปี 2556 (การปลดปล่อย CO2 ปี 2556 มีค่าเท่ากับ 0.506 kgCO2/kWh) 4) แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้า: (1) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การจัดทำแผน PDP2015 ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจ อาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน และเป็นจุดเริ่มในการพัฒนาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (Bilateral trading) ของประเทศในกลุ่ม GMS รวมถึงรองรับการพัฒนาพลังงานทดแทน และ (2) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในแผน PDP 2015 จะให้ความสำคัญกับการพัฒนาระบบ Smart grid เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) และรองรับการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015)
5.1 การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วง ปี 2558 - 2579: พยากรณ์ความต้องพลังงานไฟฟ้ารวมสุทธิ (Energy) และพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) ของประเทศมีค่าเท่ากับ 326,119 ล้านหน่วย และ 49,655 เมกะวัตต์ ตามลำดับ5.2 ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2558 - 2579 : ณ ธันวาคม 2557 มีกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 37,612 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2579 มีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2015 อยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ มีการปลัดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบ 24,736 เมกะวัตต์ ดังนั้น กำลังผลิตไฟฟ้ารวมสุทธิถึงปี 2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์5.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2558 - 2579 รวม 57,459 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้าได้ดังนี้ (1) ถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด 7,390 เมกะวัตต์ (2) ความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) 17,478 เมกะวัตต์ (3) พลังงานนิวเคลียร์ 2,000 เมกะวัตต์ (4) กังหันแก๊ส 1,250 เมกะวัตต์ (5) ระบบ Cogeneration 4,119 เมกะวัตต์ (6) พลังงานหมุนเวียน 12,105 เมกะวัตต์ (7) พลังน้ำสูบกลับ 2,101 เมกะวัตต์ และ (8) รับซื้อจากต่างประเทศ 11,016 เมกะวัตต์5.4 สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) พลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำในประเทศ) ร้อยละ 20 (2) พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 15 (3) ก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 37 (4) ถ่านหินและลิกไนต์ ร้อยละ 23 และ (5) นิวเคลียร์ ร้อยละ 55.5 การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2): เมื่อเทียบการปลดปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าในปี 2573 ของแผนเดิมและแผนใหม่อยู่ที่ 0.385 และ 0.342 kgCO2/kWh ตามลำดับ และการปลดปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าของปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh หรือคิดเป็นการปลดปล่อย CO2 ประมาณ 104,075 พันตัน5.6 ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ณ ปลายแผน PDP 2015 ในปี 2579 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ของความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด5.7 ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีก: ราคาค่าไฟฟ้าขายปลีกจะเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 1.89 ต่อปี โดยมี Levelised price ปี 2558 - 2579 เท่ากับ 4.587 บาทต่อหน่วย (Discount Rate 10%)5.8 แผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า จะมีการดำเนินการโครงการระบบส่งไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วยโครงการหลักต่างๆ 6 ส่วน ได้แก่ (1) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น (2) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (3) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน (4) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า (5) โครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศแบบระบบต่อระบบ และ (6) โครงการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart Grid)
6. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานได้มีความเห็นต่อร่างแผน PDP 2015 สรุปได้ดังนี้ (1) การวางแผนการจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าควรสอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้น ในแต่ละช่วง โดยอาจกำหนดให้มีการศึกษารูปแบบ แนวทาง หลักเกณฑ์ และราคารับซื้อไฟฟ้าเพื่อรองรับ Base Load Intermediate Load และ Peak Load ของประเทศ (2) ควรให้ความสำคัญกับการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วของระบบ ไฟฟ้า ระบบส่ง และระบบท่อก๊าซธรรมชาติให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด เพื่อประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนสร้างแหล่งผลิต (3) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวโดยนำเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EEDP (EE100%) ณ ปี 2579 มาใช้จำนวน 89,672 ล้านหน่วย ควรมีแผนประเมินผลการดำเนินมาตรการ และแผนติดตามเป็นระยะ ๆ และควรพิจารณาภาระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเทียบกับผลการประหยัดพลังงาน (4) การจัดทำแผน AEDP ที่เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนที่สูงจากร้อยละ 8 ในปัจจุบัน เป็นร้อยละ 20 ในปี 2579 จะต้องคำนึงถึงความพึ่งพาได้ของพลังงานหมุนเวียนบางประเภท เช่น พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ โดยพิจารณาจัดหาพลังงานสำรองจากเชื้อเพลิงอื่นที่เหมาะสม นอกจากนี้ ควรคำนึงถึงความมั่นคงของการจัดหาพลังงานและความเชื่อมโยงกับแผนพัฒนาระบบ โครงข่ายด้วย และ (5) ควรจัดให้มีรายละเอียดเกี่ยวกับแผนพัฒนาระบบส่งและแผนการพัฒนาระบบ Smart Grid อย่างเป็นรูปธรรม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฯ ควรมีการทบทวนเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัย ที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserved Margin) ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 11 กรอบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ที่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศมี 2 ราย คือ (1) แปลงสำรวจหมายเลข B10, B11, B12 และ B13 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 1/2515/5 และ 2/2515/6) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและใกล้เคียง ปัจจุบันดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และ (2) แปลงสำรวจหมายเลข B15, B16 และ B17 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 3/2515/7 และ 5/2515/9) ของแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งปัจจุบันทั้งสองรายการเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลักที่ใช้ในการผลิตกระแส ไฟฟ้าของประเทศและใช้เป็นวัตถุดิบต้นทางของอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) รวมกำลังผลิตเฉลี่ยปี 2557 ประมาณ 2,214 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 76 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
2. สัมปทานปิโตรเลียม (4 สัมปทานใน 7 แปลงสำรวจ) ทั้งสองรายการดังกล่าวกำลังจะสิ้นสุดอายุสัมปทานลงในเดือนเมษายน 2565 และมีนาคม 2566 ภายหลังจากที่ได้รับการต่อระยะเวลาผลิตเป็นเวลา 10 ปีไปแล้วหนึ่งครั้ง (เมื่อปี 2555 และ 2556) ทั้งนี้ตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมจะไม่สามารถต่ออายุสัมปทานได้อีก โดยบรรดาทรัพย์สินที่จะตกเป็นทรัพย์สินของรัฐ อย่างไรก็ดี แหล่งก๊าซธรรมชาติในสัมปทานที่จะสิ้นอายุในปี 2565 - 2566 เชื่อว่าจะยังมีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่สามารถผลิตขึ้นมาใช้ได้ต่อไปอีก ประมาณ 10 ปี
3. ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากสัมปทานที่กำลังจะสิ้นสุดอายุนี้ เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศไทย ดังนั้น ความต่อเนื่องในการผลิตของแหล่งทั้งสองจึงมีความสำคัญอย่างยิ่งต่อความมั่น คงด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ การพิจารณาตัดสินใจของรัฐบาลเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซ ธรรมชาติในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุจึงมีความจำเป็นที่จะต้องมีความ ชัดเจน อย่างช้าภายในปี 2560 (หรือ 5 ปีก่อนสิ้นอายุสัมปทาน) เพื่อไม่ให้กระทบต่อการลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งผลิต และรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติไม่ให้ลดต่ำลง
4. กรอบแนวทางการดำเนินงาน : สามารถสรุปกรอบแนวทางการบริหารจัดการในพื้นที่สัมปทานดังกล่าว ได้ดังนี้ (1) ความต่อเนื่องในการดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซ ธรรมชาติไม่ให้ลดต่ำลงถือเป็นประเด็นที่มีความสำคัญอย่างมาก แต่ทั้งนี้ก็จำเป็นจะต้องเปิดให้มีการเจรจาหาผู้ดำเนินงานปรับปรุงเพิ่มสัด ส่วนการถือครองของในแหล่งก๊าซธรรมชาติ การปรับปรุงระบบการจัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐให้เหมาะสม รวมถึงการพิจารณาราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติไปพร้อมกันด้วย (2) ระบบการบริหารจัดการฯ จัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐ ในเบื้องต้นสามารถเป็นได้ทั้งระบบสัมปทานตามกฎหมายปิโตรเลียม หรือระบบสัญญาอื่นๆ ได้แก่ ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract: PSC) ซึ่งทุกแนวทางจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด อนึ่งหากจะนำระบบ PSC มาใช้ก็อาจต้องมีการปรับโครงสร้างองค์กรของรัฐ และจะต้องเตรียมความพร้อมของบุคลากรควบคู่ไปด้วย และ (3) การเพิ่มสัดส่วนของรัฐในการถือครองแหล่งก๊าซ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยนำศักยภาพปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่ยังเหลืออยู่ในพื้นที่ผลิต รวมทั้งสิ่งก่อสร้างและอุปกรณ์การผลิตที่จะตกเป็นของรัฐตามกฎหมายเมื่อสิ้น สุดอายุสัมปทาน มาประกอบการพิจารณาด้วย ซึ่งอาจเจรจาเพื่อการลดสัดส่วนการถือสิทธิของผู้รับสัมปทานและเพิ่มการถือ สิทธิของรัฐในพื้นที่แหล่งผลิต หรือการเรียกเก็บโบนัสการลงนามหรือโบนัสการผลิตต่างๆ เพิ่มขึ้น
5. การเตรียมการของกระทรวงพลังงาน: ปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ว่าจ้างบริษัทผู้เชี่ยวชาญที่ปรึกษาเพื่อทำการประเมินปริมาณสำรอง และปริมาณทรัพยากรของกลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณ และแหล่งก๊าซบงกช (2) ชธ. จัดทำบัญชีสิ่งติดตั้ง/อุปกรณ์ การผลิต โดยแยกสิ่งติดตั้งที่เป็นของผู้รับสัมปทาน กับสิ่งติดตั้ง/อุปกรณ์การผลิตที่เป็นการเช่าเพื่อใช้งาน เพื่อพิจารณาว่าส่วนใดบ้างจะต้องเป็นของรัฐ และ (3) คณะกรรมการปิโตรเลียมได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาพิจารณาเสนอแนะแนว ทางดำเนินการคัดเลือกผู้ดำเนินงานและระบบบริหารจัดการที่เหมาะสม รวมถึงการปรับแก้ไขกฎหมาย กฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีพิจารณาตาม กรอบแนวทางการดำเนินงานในข้อ 4
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ตามกรอบแนวทาง การดำเนินงานรวมทั้งรับทราบการเตรียมการของกระทรวงพลังงาน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการปิโตรเลียมรับไปพิจารณาดำเนินการ ให้ได้ข้อยุติที่เป็นรูปธรรมภายในหนึ่งปี
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2557 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ที่เห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการทำสัญญากับ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) รวมทั้งเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลงเพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน โดยให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือ ภายใน 6 เดือน ภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญาแล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2558 กระทรวงพลังงาน ได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” กับ SPRC
2. SPRC ไม่สามารถดำเนินการเพื่อจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทย ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือนได้ เนื่องจากกระบวนการพิจารณาอนุมัติการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ได้เปลี่ยนแปลงไป และปัจจุบันคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (ก.ล.ต.) จะต้องใช้เวลาตรวจสอบเอกสาร คำร้องเพื่อเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ประมาณ 4 - 6 เดือน จากเดิมที่ประมาณการว่าจะใช้เวลาเพียง 2 เดือน ดังนั้น จึงจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการอย่างน้อย 8 เดือน ในการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ให้แล้วเสร็จ
3. SPRC วางแผนจะยื่นคำขอและเอกสารประกอบคำขอจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ต่อ ก.ล.ต. ในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2558 จึงจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2558 มิเช่นนั้นจะมีผลต่อการจัดทำข้อมูลเพื่อเปิดเผยในหนังสือชี้ชวนในเรื่องการ เปิดเผยความเสี่ยงในกรณีที่ SPRC อาจผิดสัญญาไม่สามารถทำการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ได้ภายในกำหนด SPRC จึงมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอแก้ไขสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม โดยขอขยายกำหนดเวลาจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศ ไทยออกไปเป็นภายในปี 2558
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการจำหน่ายหุ้นของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) ให้แก่ประชาชนเป็นภายในปี พ.ศ. 2558 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมต่อไป
2. ในกรณีที่สภาวะตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในช่วงเวลาสิ้นปี พ.ศ. 2558 ไม่เอื้ออำนวยให้ได้ราคาหุ้นที่สะท้อนมูลค่าที่แท้จริง มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ SPRC เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่าย หุ้นที่เหมาะสมขึ้นใหม่ และดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ต่อไป
เรื่องที่ 13 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และแผนโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 รวมทั้งแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 เพื่อให้สามารถส่งก๊าซธรรมชาติรองรับกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เรื่อง หลักการและแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 พร้อมทั้งรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอต่อ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2558 ซึ่งร่างแผน PDP 2015 ได้ส่งผลต่อการประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าอย่าง มีนัยสำคัญ
2. ประมาณการความต้องการก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในระยะยาว (ปี 2558 - 2579) ของประเทศไทย
2.1 ประมาณการความต้องการก๊าซธรรมชาติ: ในช่วงปี 2553 – 2557 มีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 5.6 ต่อปี และในปี 2557 อยู่ที่ 4,714 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ส่วนใหญ่อยู่ในภาคการผลิตไฟฟ้า และในช่วงปี 2558 – 2562 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ซึ่งโดยรวมคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจาก 4,714 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรืออัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี สำหรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว คาดว่าจะลดลงจากภาครัฐมีนโยบายลดการพึ่งพาการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งส่งผลให้ปี 2579 สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าจะลดลงเหลือประมาณร้อยละ 37 (ตามร่างแผน PDP 2015) จากปี 2557 ที่มีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 59 จากสมมติฐานดังกล่าว ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ปี 2563 - 2579) ของประเทศจะลดลง โดยในปี 2563 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยรวม (กรณีฐาน หรือ Base case) จะอยู่ประมาณ 4,915 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และในช่วงท้ายแผนในปี 2579 จะลดลงอยู่ที่ประมาณ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ ในกรณีที่โรงไฟฟ้าถ่านหินที่ระบุในร่างแผน PDP 2015 อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด รวมถึงแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) ที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย ดังนั้น จึงพิจารณาความเป็นไปได้ของปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในกรณีที่มี ความเป็นไปได้สูงที่สุด (Most likely case) สำหรับใช้ผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน เนื่องจากนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการ ได้ตามกำหนดรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์ และความต้องการใช้ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้น จากการนำไปใช้ผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณีที่แผน AEDP และ EEDP สามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ ปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติในปี 2579 ของกรณี Most likely case จะปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นที่ระดับประมาณ 5,652 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน2.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ: แบ่งเป็น 3 ส่วน ได้แก่ (1) แหล่งก๊าซธรรมชาติภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) นำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศเพื่อนบ้าน (ประเทศสหภาพเมียนมา) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) โดยในปี 2557 จัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 4,691 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็น จัดหาจากแหล่งภายในประเทศฯ ประมาณ 3,657 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 78) การนำเข้าจากแหล่งในประเทศเพื่อนบ้านฯ ประมาณ 843 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 18) และการนำเข้า LNG ที่ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 4) สำหรับในระยะยาว ยังคงต้องมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่เดิม และจากสัญญาใหม่จากทั้ง 2 แหล่ง นอกจากนี้ยังจำเป็นต้องนำเข้า LNG อย่างต่อเนื่อง และมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของแหล่งในประเทศมีจำกัดและลดลงตามอายุการ ผลิต ประกอบกับเมียนมามีนโยบายที่จะไม่ส่งออกก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทยเพิ่ม เติม ทำให้ในปี 2579 คาดว่าจะต้องนำเข้า LNG สูงถึงประมาณ 31.4 ล้านตันต่อปี หรือประมาณ 4,400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ภายใต้กรณีที่มีความเป็นไปได้สูงที่สุด หรือ Most likely case)
3. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้
3.1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เงินลงทุนรวม 143,000 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) ระยะที่ 1 เงินลงทุน 13,900 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จภายในปี 2560 – 2562 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับการปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเชื่อมแหล่งอุบล และสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย-แก่งคอย (2) ระยะที่ 2 เงินลงทุน 117,100 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบกเส้นที่ 5 จากระยองไปไทรน้อย–โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/พระนครใต้ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปจังหวัดราชบุรี และ (3) ระยะที่ 3 เงินลงทุน 12,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี-วังน้อย และสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบกเส้นที่ 53.2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) เพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า LNG ในปริมาณที่สูงกว่า 10 ล้านตันต่อปี ซึ่งเป็นการเตรียมความพร้อมสำหรับการจัดหา LNG มาทดแทนการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านทางโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งจากในประเทศ (แหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก) และนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ที่มีแนวโน้มลดลงและหมดไปในอนาคต เงินลงทุนรวม 65,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 – 2567 ได้แก่ โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง และโครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา)
4. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีความเห็นต่อแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานฯ ดังนี้ (1) เห็นควรสนับสนุนแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่น คง ช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบโครงข่ายพลังงานของประเทศในระยะยาว (2) เห็นควรให้ ปตท. ศึกษาเปรียบเทียบต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ในรูปแบบ LNG ผ่าน Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) กับการก่อสร้างโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติ ราชบุรี – วังน้อย โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก เส้นที่ 5 และโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติราชบุรี – วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี เพื่อความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ สำหรับการผันก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกไปยังฝั่งตะวันตก (กรณีที่ไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้) และ (3) เห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนการบริหารจัดการความเสี่ยงของการดำเนินโครงการตามแผนฯ และพิจารณาให้ความสำคัญกับการประเมินและศึกษาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากการ ดำเนินโครงการ ในกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ทันตามแผนฯ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) เห็นควรให้ ปตท. เร่งดำเนินโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ วังน้อย-แก่งคอย เพื่อใช้จัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าพระนครใต้ (ทดแทน) ชุดที่ 1 ของ กฟผ. ที่จะดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนเมษายน 2562 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เนื่องจากมีความสำคัญต่อความมั่นคงของระบบการผลิตและจ่ายไฟฟ้าของพื้นที่ กรุงเทพฯ และปริมณฑล และ (2) เพื่อให้โครงการเร่งด่วนดังกล่าวแล้วเสร็จตามกำหนดการ จำเป็นต้องขอความร่วมมือและขอความสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง ทุกหน่วยงานในกระบวนการขออนุญาตต่างๆ จากภาครัฐ เช่น กระบวนการพิจารณาให้ความเห็นชอบรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ กระบวนการส่งมอบพื้นที่เพื่อเข้าดำเนินการก่อสร้างทั้งในส่วนของภาครัฐและ เอกชน กระบวนการพิจารณาค่าทดแทนทรัพย์สิน/ค่ารอนสิทธิ์ในการใช้พื้นที่เพื่อดำเนิน โครงการจาก กกพ. เป็นต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
1. เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท
2. เห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และให้นำผลการดำเนินการเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ ทราบต่อไป
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้การสนับสนุนในกระบวนการขออนุญาตต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จตามแผนระบบรับส่งและแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซ ธรรมชาติต่อไป
กพช. ครั้งที 1 วันจันทร์ที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1)
วันจันทร์ที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ปี 2558
2.สถานการณ์พลังงานปี 2557 และแนวโน้มปี 2558
3.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
4.แผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ ปี 2558
5.รายงานงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีบัญชี 2555 และ 2556
7.อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 - 2562
9.แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579
11.รายงานความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เพื่อให้การดำเนินนโยบายด้านพลังงานด้านต่างๆ สอดคล้องเชื่อมโยงกัน กระทรวงพลังงานจึงได้จัดทำร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ (กพช.) ในช่วงปี 2558 ทั้งนี้ นโยบาย แผนงานและมาตรการในร่างปฏิทินฯ เสนอโดยหน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ในเบื้องต้นมีเรื่องเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) ในช่วงเดือนมีนาคมถึงเดือนเมษายน 2558 นำเสนอเรื่อง แผนแม่บทพลังงานของประเทศ (ประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศแผนอนุรักษ์พลังงาน แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก แผนน้ำมัน และแผนก๊าซธรรมชาติ) การผลิตน้ำมันจากขยะอุตสาหกรรม การก่อสร้างระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ และแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ (2) ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2558 นำเสนอเรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 – 2579) และการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ (3) ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงเดือนสิงหาคม 2558 นำเสนอเรื่อง ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง (เครื่องยนต์และปั๊มความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำ) และการปรับปรุงกฎหมายของกระทรวงพลังงาน และ (4) ในช่วงเดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคม 2558 นำเสนอเรื่องการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (สปป.ลาว กัมพูชาและเมียนมาร์) และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์พลังงานปี 2557 และแนวโน้มปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงานปี 2557 โดยภาพรวมการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 เมื่อเทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ที่คาดว่าทั้งปี 2557 จะขยายตัวร้อยละ 1.0 ทั้งนี้ เศรษฐกิจไทยในไตรมาสแรกอยู่ในภาวะหดตัวและเริ่มปรับตัวดีขึ้นในช่วงไตรมาส ที่ 2 ภายหลังจากสถานการณ์ทางการเมืองเปลี่ยนแปลงไปในทางที่ดีขึ้น โดยการจัดหา การใช้ และมูลค่าพลังงาน สรุปได้ดังนี้ (1) การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในประเทศลดลงร้อยละ 0.6 ขณะที่การนำเข้าพลังงาน เชิงพาณิชย์ขั้นต้น (สุทธิ) เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 57 ของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น (2) การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45 เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 และน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 ถ่านหิน/ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 11.2 การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลงร้อยละ 1.8 (3) มูลค่าการนำเข้าพลังงานรวม 1,408,807 ล้านบาท ลดลงร้อยละ 0.5 ทั้งนี้ มูลค่าการนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปของปี 2557 เพิ่มขึ้นร้อยละ 54.9 เนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันปิดซ่อมบำรุงหลายแห่ง และ (4) มูลค่าการส่งออกพลังงานรวม 330,254 ล้านบาท ลดลงร้อยละ 12.1
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด แบ่งเป็น (1) น้ำมันสำเร็จรูป มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 เทียบกับปี 2556 โดยน้ำมันกลุ่มเบนซิน มีปริมาณการใช้เฉลี่ย 23.3 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 เนื่องจากปริมาณรถใหม่ที่เพิ่มขึ้นประกอบกับราคาขายปลีกลดลงส่งผลให้มีการ ใช้มากขึ้น การใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มจาก 20.5 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 21.9 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 6.83 ในปี 2556 ปัจจัยหลักมาจากมาตรการจูงใจทางด้านราคาน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลที่ถูกกว่า น้ำมันเบนซิน รวมทั้งสถานีบริการมีจำนวนมากขึ้น น้ำมันดีเซลมีปริมาณการใช้เฉลี่ย 57.7 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.9 เนื่องจากรถบางส่วนเปลี่ยนไปใช้ NGV และการเพิ่มขึ้นของรถใหม่ที่ใช้น้ำมันดีเซลเริ่มชะลอตัวลง น้ำมันเครื่องบิน มีปริมาณการใช้เฉลี่ย 15.1 ล้านลิตรต่อวัน ลดลงร้อยละ 0.9 เนื่องจากนักท่องเที่ยวต่างชาติมีจำนวนลดลงต่อเนื่องมาตั้งแต่ปลายปี 2556 จากปัญหาทางการเมืองของไทย น้ำมันเตามีการใช้ลดลงร้อยละ 3.8 ซึ่งเป็นการใช้ที่มีแนวโน้มลดลงมาอย่างต่อเนื่อง และ LPG มีการใช้ลดลงร้อยละ 0.9 ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากนโยบายการปรับราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (2) ไฟฟ้า มีการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 181,452 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 โดยส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 66 และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้า 167,882 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 จากความเชื่อมั่นของผู้บริโภคและการขยายตัวทางเศรษฐกิจหลังสถานการณ์ทางการ เมืองภายในประเทศปรับตัวไปในทิศทางที่ดีขึ้น โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้ามากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 44 โดยเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.9 ส่วนภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 และ 1.4 ตามลำดับ
3. แนวโน้มพลังงานปี 2558 โดยมีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจที่ร้อยละ 3.5 – 4.5 จากการประมาณการของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) มีปัจจัยสนับสนุนจากการส่งออกและการท่องเที่ยวที่คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้นตาม การฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลก รวมทั้ง การลงทุนของภาคเอกชนและภาครัฐ ประกอบกับการลดลงของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ดังนี้ (1) ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 ตามภาวะเศรษฐกิจที่คาดว่าจะขยายตัว คาดว่าความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 การใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.2 การใช้ถ่านหินและลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 และการใช้พลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.6 (2) น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าการใช้น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5 น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 น้ำมันเครื่องบินเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 เนื่องจากความต้องการใช้ในรถยนต์ที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ขณะที่การใช้น้ำมันเตาคาดว่าลดลงร้อยละ 2.9 จากแนวโน้มการใช้ที่ลดลงมาอย่างต่อเนื่อง โดยภาพรวมการใช้น้ำมันสำเร็จรูปคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.5 และ (3) ไฟฟ้า คาดว่าการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ตามเศรษฐกิจที่คาดว่าจะมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องจากการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ โลก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เป้าหมายรวม 2,800 เมกะวัตต์ และ กพช. ได้มีมติให้รับซื้อเพิ่มสำหรับโครงการที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าไว้ก่อนที่จะปิด รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 178 โครงการ ในอัตรารับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนธันวาคม 2558 โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ มีความก้าวหน้าการดำเนินงานดังนี้ (1) มีโครงการที่ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนให้สามารถตอบรับซื้อได้ 25 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 138.35 เมกะวัตต์สูงสุด (2) โครงการที่ติดปัญหาสายส่งรองรับไม่ได้รวม 153 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 875.025 เมกะวัตต์สูงสุด ให้เปลี่ยนพื้นที่ตั้งได้ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558 มีโครงการยืนยันว่าที่ตั้งเดิมไม่ติดปัญหา 27 โครงการ (204.50 เมกะวัตต์สูงสุด) อยู่ระหว่างตรวจสอบข้อมูลเบื้องต้น มีโครงการขอเปลี่ยนที่ตั้งใหม่เนื่องจากมีปัญหาสายส่งและปัจจุบันมีความ พร้อมเรื่องสายส่งและการใช้ที่ดินแล้ว 7 โครงการ (56 เมกะวัตต์สูงสุด) ได้ส่งเอกสารขอเปลี่ยนที่ตั้งใหม่แล้ว อยู่ระหว่างรอคณะกรรมการบริหารมาตรการฯ ตอบรับซื้อและส่งให้การไฟฟ้าทำสัญญา มีโครงการอยู่ระหว่างเสนอขอเปลี่ยนที่ตั้งและตรวจสอบความพร้อมสายส่งไฟฟ้า 50 โครงการ และส่วนที่เหลือ 69 โครงการ ยังไม่มีการดำเนินการ ทั้งนี้ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้ (1,013.375 เมกะวัตต์สูงสุด) และประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้วเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัย ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ เพิ่มเติมให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 131 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ปัจจุบัน สกพ. ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 และออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเริ่มให้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย มีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ปัจจุบันคณะกรรมการบริหารมาตรการฯ อยู่ระหว่างพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกโครงการ และคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2558 และทั้งนี้ สกพ. จัดทำร่างระเบียบว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยว ข้องเสร็จเรียบร้อยแล้วและรอประกาศในราชกิจจานุเบกษา
4. สรุปสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ณ วันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2558 แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 645 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,414 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,563 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 346 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 140 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 1,232 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 12 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 153 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 875 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,787 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ ปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2557 ประเทศไทยจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 4,925 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นจัดหาจากภายในประเทศไทยประมาณ 3,730 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นำเข้า LNG ประมาณ 182 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และนำเข้าจากสหภาพเมียนมาร์ประมาณ 1,013 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมาจาก 3 แหล่งผลิต คือ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า
2. ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในสหภาพเมียนมาร์ มีแผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติ แหล่ง ยาดานา (Yadana) และแหล่งเยตากุน (Yetagun) ระหว่างวันที่ 10 - 19 เมษายน 2558 และแหล่งซอติกา (Zawtika) ระหว่างวันที่ 20 - 27 เมษายน 2558 นอกจากนี้ ในช่วงครึ่งหลังของปี 2558 จะมีแผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซฯ JDA A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ในช่วงเดือนมิถุนายนและกันยายน 2558 ทำให้ ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ให้โรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 1 และ 2 จังหวัดสงขลา ซึ่งมีกำลังผลิตคิดเป็นร้อยละ 57 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในเขตภาคใต้ทั้งหมด
3. แหล่งก๊าซธรรมชาติยาดานาและเยตากุนในสหภาพเมียนมาร์หยุดซ่อมบำรุง ระหว่างวันที่ 10 - 19 เมษายน 2558 เนื่องจากแหล่งยาดานา มีแผนปรับปรุงทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิตกลางและแท่นอื่นๆ และแหล่งเยตากุน มีแผนเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้เผาก๊าซฯ บนแท่นผลิต และตรวจสอบอุปกรณ์ต่างๆ บนแท่นผลิต ทำให้ ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ให้ผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกรวมปริมาณ 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ส่งผลให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก กำลังผลิตรวมประมาณ 7,411 เมกะวัตต์ ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ที่โดยปกติรับจากสหภาพเมียนมาร์ ทำให้บางส่วนต้องใช้เชื้อเพลิงจากแหล่งอื่น เช่น น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา และก๊าซฯ จาก ฝั่งตะวันออก ทั้งนี้ กฟผ. สามารถจัดการกำลังผลิตให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ตลอดช่วงการทำงาน เนื่องจากในช่วงเทศกาลสงกรานต์มีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ โดยใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อเสริมระบบชดเชย สำหรับโรงไฟฟ้าที่ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นแทนได้และต้องหยุด เดินเครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ชุดที่ 3 และโรงไฟฟ้าราชบุรีเวิลด์ (SPP) ประเมินว่าระบบไฟฟ้าจะสูญเสียกำลังผลิตรวมประมาณ 2,615 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ แนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ผู้ใช้ก๊าซฯ บนเส้นท่อฝั่งตะวันตกจะถูกจัดสรรให้ใช้ก๊าซที่คงค้างในท่อ (Line Pack) และบางส่วนจะถูกจัดสรรให้ SPP ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรมใช้ก๊าซฯ จากระบบท่อฝั่งตะวันออก โดย ปตท. ต้องขอผ่อนผันข้อกำหนดคุณภาพก๊าซฯ NGV บนเส้นท่อดังกล่าว และให้ผู้ผลิตก๊าซฯ ทุกราย ท่ารับ LNG และระบบท่อส่งก๊าซฯ เตรียมความพร้อมในการจ่ายก๊าซฯ เต็มกำลังการผลิต จัดทำแผนรองรับและแนวทางการบริหารจัดการกรณีเกิดเหตุการณ์ที่มีผลกระทบซ้ำ ซ้อน จัดตั้งศูนย์ติดตามสถานการณ์การหยุดจ่ายก๊าซฯ จากเมียนมาร์ เพื่อติดตามการดำเนินงาน ส่วนแนวทางแก้ไขปัญหาด้านไฟฟ้า จะใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องให้โรงไฟฟ้า โดยปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือชุดที่ 1 ให้สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และประสานงานโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวให้เดิน เครื่องเต็มความสามารถ ซื้อไฟฟ้าในส่วน Enhance Capacity จากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงอื่นๆ เพิ่มจากกรณีปกติ รวมทั้งจัดหาและสำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ
4. แหล่งก๊าซธรรมชาติซอติก้า ในสหภาพเมียนมาร์หยุดซ่อมบำรุงระหว่างวันที่ 20-27 เมษายน 2558 เนื่องจากมีแผนตรวจสอบอุปกรณ์และซ่อมบำรุงอุปกรณ์เพิ่มความดัน ส่งผลทำให้ปริมาณจัดส่งก๊าซฯ จากฝั่งตะวันตกจะลดลงประมาณ 430 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกบางส่วน ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ต้องเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงรอง ได้แก่ น้ำมันเตาสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน และน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ทั้งนี้ กฟผ. สามารถจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าและรักษา มาตรฐานความมั่นคงได้ตลอดช่วงการทำงาน ทั้งนี้ แนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ประสานกับผู้ผลิตก๊าซฯ ถึงความเป็นไปได้ในการเลื่อนเข้ามาหยุดซ่อมบำรุงในช่วงเดียวกับเยตากุนและ ยาดานา เพิ่มการรับก๊าซฯ จากอ่าวไทยเต็มที่ เพิ่มการ send out LNG ตามข้อจำกัดด้านคุณภาพก๊าซฯ ประสานผู้ผลิตก๊าซฯ ทุกราย ท่ารับ LNG และระบบท่อส่งก๊าซฯ ให้เตรียมความพร้อมในการจ่ายก๊าซฯ เต็มกำลังการผลิต รวมทั้งพิจารณาเลื่อนแผนการทำงานที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และงดการทำงานที่มีความเสี่ยงต่อการจ่ายก๊าซฯ ส่วน NGV ไม่ได้รับผลกระทบ ในด้านไฟฟ้าจะใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เปลี่ยนเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าพระนครเหนือพลังความร้อนร่วมชุดที่ 1 กลับไปใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก และเริ่มเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ชุดที่ 3 ด้วยเชื้อเพลิงก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก และประสานโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวให้เดินเครื่อง เต็มความสามารถ รวมทั้งสำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ
5. แหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย หยุดซ่อมบำรุงในช่วงเดือนมิถุนายนและเดือนกันยายน 2558 โดยแหล่ง JDA A-18 มีแผนติดตั้งทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิต (Booster tie-in and Bridge installation) ระหว่างวันที่ 7 - 13 มิถุนายน 2558 (7 วัน) และมีแผนทดสอบระบบเพิ่มความดันที่ติดตั้งใหม่ (Commissioning Compressor) ระหว่างวันที่ 30 สิงหาคม - 8 กันยายน 2558 (10 วัน) ในช่วงดังกล่าวจะไม่มีก๊าซฯ จากแหล่ง JDA A-18 จ่ายให้โรงไฟฟ้าจะนะ และกระทบต่อปริมาณการผลิต NGV ที่จะนะ 176 ตันต่อวัน ในด้านไฟฟ้าทำให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซลแทน (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยน้ำมันดีเซล) โดยจะมีการใช้น้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ และน้ำมันดีเซลที่โรงไฟฟ้าสุราษฎ์ธานีเพื่อเสริมระบบชดเชย ทั้งนี้ ระบบไฟฟ้ายังคงมีกำลังผลิตเพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในเขตภาคใต้ ส่วนแนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ในภาคขนส่งช่วงเดือนมิถุนายน ยังจัดสรรก๊าซฯ ค้างท่อให้ได้โดยไม่มีผลกระทบ และช่วงเดือนกันยายน จัดสรรก๊าซฯ ค้างท่อ และจัดสรร NGV จาก ภาคกลางทดแทนได้เพิ่มเติมประมาณ 50 ตันต่อวัน ด้านไฟฟ้า ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องโรงไฟฟ้า โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 เดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล ตรวจสอบโรงไฟฟ้าภาคใต้ทั้งหมดให้พร้อมใช้งาน ก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ งดการหยุดเครื่องบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าภาคใต้ ในช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ ประสานการไฟฟ้ามาเลเซียขอซื้อไฟฟ้าผ่านระบบ HVDC สำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ เต็มความสามารถจัดเก็บ ได้แก่ น้ำมันเตาสำหรับโรงไฟฟ้ากระบี่ และน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ และโรงไฟฟ้าสุราษฎ์ธานี ประสานงาน ปตท. จัดส่งน้ำมันระหว่างงานเพื่อให้สามารถรองรับงานล่าช้า 3 วัน รวมทั้งรณรงค์ลดการใช้ไฟฟ้าและใช้มาตรการลดการใช้พลังงาน โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00 - 21.30 น. ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงในเขตภาคใต้
6. กระทรวงพลังงาน มีการดำเนินการดังนี้ (1) จัดซ้อมแผนรองรับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงานของประเทศ ประจำปี 2558 ในวันที่ 18 มีนาคม 2558 (2) กำกับการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งหมดเพื่อให้มีความพร้อมและ ดำเนินการเป็นไปตามแผน และ (3) รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดซ่อมบำรุงแหล่ง ก๊าซฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีบัญชี 2555 และ 2556
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 34/2 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย มาตรา 15 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนและให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภท ของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบและ ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่ง สตง. ได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีบัญชี 2555 เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2556 และปีบัญชี 2556 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2557 เรียบร้อยแล้ว โดยกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ ณ สิ้นปีบัญชี 2555 จำนวนเงิน 30,025.86 ล้านบาท และ ณ สิ้นปีบัญชี 2556 จำนวน 32,441.54 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ด้วยสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวนทั้งสิ้น 82 โครงการ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา (Contracted Capacity) รวม6,901 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) ระเบียบสัญญารอบก่อนปี 2550 จำนวน 25 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,787 เมกะวัตต์ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (2) ระเบียบสัญญารอบปี 2550 จำนวน 18 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,604 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 16 โครงการ ปริมาณไฟฟ้า 1,414 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจำนวน 2 โครงการ ปริมาณไฟฟ้า 180 เมกะวัตต์ และ (3) ระเบียบสัญญารอบปี 2553 จำนวน 39 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 3,510 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยได้ระบุถึงเรื่อง SPP ที่จะหมดอายุลงว่า จะไม่พิจารณาต่ออายุสัญญา เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่รับซื้อในรอบก่อนปี 2550 จำนวน 25 โครงการ กำลังจะเริ่มทยอยสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อภาคอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ไอน้ำ จึงจำเป็นต้องมีการกำหนดแนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนและสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอแนวทางการส่งเสริม SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาให้สามารถดำเนินการผลิตได้อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานในภาคอุตสาหกรรม ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 ซึ่ง กบง. ได้เห็นชอบหลักการ และแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
3. หลักการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 มีดังนี้ (1) การต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่เป็นเทคโนโลยีเก่าและมีประสิทธิภาพต่ำ ควรมีการเจรจาเพื่อปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อ ผู้ใช้ไฟฟ้า เนื่องจากผู้ประกอบการได้รับผลตอบแทนในส่วนของการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าคืน ทั้งหมดแล้ว ดังนั้นราคารับซื้อไฟฟ้าที่ปรับปรุงใหม่ ควรจะสะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น และ (2) ในกรณีก่อสร้างโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ใหม่ ควรส่งเสริมให้เกิดการผลิตไฟฟ้ารูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation) เพื่อลดความสูญเสียการส่งพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วย SPP ระบบ Cogeneration เกิดประโยชน์สูงสุด
4. กระทรวงพลังงานขอเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา ภายในปี 2560 – 2568 โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3 - 5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ (2) กลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่า นั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอ น้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วย ระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการ ก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับหลักการและแนวทางที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 7 อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 - 2562
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลกำหนดให้การจัดการขยะเป็นวาระแห่งชาติที่ต้องดำเนินการอย่างเร่งด่วน เนื่องจาก มีขยะตกค้างและขยะที่มีการจัดการไม่ถูกต้องอยู่เป็นจำนวนมาก เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อที่จะประกาศใช้ในปี 2558 สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ (ใช้เชื้อเพลิงจากขยะชุมชน) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อให้สามารถส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ครบทุกประเภท เชื้อเพลิง และเพื่อให้การจัดการขยะเป็นไปอย่างครบวงจรและครอบคลุมขยะทุกประเภท ประกอบกับกระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงกลาโหม ได้ร่วมมือกันเพื่อพัฒนานิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกากอุตสาหกรรม ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงได้จัดทำนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมตามนโยบายรัฐบาล และรองรับการดำเนินโครงการความร่วมมือในพื้นที่นำร่อง “นิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกากอุตสาหกรรม”
2. คำนิยาม “ขยะชุมชน” (Municipal solid waste) คือขยะที่เกิดจากกิจกรรมต่างๆ ในชุมชน รวมทั้งเศษวัสดุก่อสร้าง แต่ไม่รวมของเสียอันตรายและมูลฝอยติดเชื้อ ส่วน “ขยะหรือกากอุตสาหกรรม” (Industrial waste) คือสิ่งของที่ไม่ใช้แล้วหรือของเสียทั้งหมดที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการ โรงงาน รวมถึงของเสียจากวัตถุดิบ ของเสียที่เกิดขึ้นในกระบวนการผลิตของเสียที่เป็นผลิตภัณฑ์เสื่อมคุณภาพ และน้ำทิ้งที่มีองค์ประกอบหรือมีคุณลักษณะที่เป็นอันตราย โดยแบ่งประเภทขยะอุตสาหกรรมเป็น (1) กากอุตสาหกรรมไม่อันตราย (Non Hazardous Waste) หมายถึง สิ่งปฏิกูลหรือวัสดุที่ไม่ใช้แล้วที่ไม่มีองค์ประกอบหรือปนเปื้อนสารอันตราย หรือมีลักษณะเช่นเดียวกับมูลฝอยชุมชน ยกเว้นของเสียที่เกิดจากอาคารสำนักงานและบ้านพักคนงาน เช่น หนังสือพิมพ์ เศษอาหาร ขยะมูลฝอยทั่วไป เป็นต้น และ (2) กากอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย (Hazardous Waste) หมายถึง สิ่งปฏิกูลหรือวัสดุที่ไม่ใช้แล้วที่มีองค์ประกอบหรือปนเปื้อนสารอันตราย หรือมีคุณสมบัติอย่างใดอย่างหนึ่งหรือหลายอย่าง ดังนี้ สารไวไฟสารกัดกร่อน สารพิษ สารที่มีองค์ประกอบของสิ่งเจือปนที่เป็นสารอันตรายเกินค่ามาตรฐานที่กําหน ดไว้
3. สถานการณ์ขยะของประเทศไทย ปี 2556 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยะมูลฝอยชุมชน 26.8 ล้านตัน (2) ของเสียอันตราย 0.56 ล้านตัน (3) มูลฝอยติดเชื้อ 50,500 ตัน (4) กากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 30.63 ล้านตัน และ (5) กากอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย 2.69 ล้านตัน ทั้งนี้ จากการประเมินเบื้องต้น พบว่า ขยะอุตสาหกรรมในระบบที่ยังกำจัดไม่ถูกต้องหรือส่งออกนอกระบบมีอยู่ประมาณ 5 แสนตันต่อปี คาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 50-100 เมกะวัตต์ โดยที่ผ่านมาขยะอุตสาหกรรมโดยเฉพาะขยะอุตสาหกรรมที่เป็นอันตรายไม่เคยมีนโย บายส่งเสริมให้นำมาผลิตเป็นไฟฟ้า แต่ในระยะเริ่มต้นเพื่อส่งเสริมให้ขยะอุตสาหกรรมที่อาจเคยมีการลักลอบทิ้ง ออกสู่ชุมชนเข้าสู่ระบบการจัดการขยะที่ถูกต้อง และสามารถจัดการขยะอุตสาหกรรมได้อย่างครบวงจร กระทรวงพลังงาน จึงเสนอให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม 50 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2562
4. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำ “ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562” เพื่อรองรับนโยบายเร่งด่วนของรัฐบาล ในการจัดการขยะอุตสาหกรรมทั้งที่เป็นอันตรายและไม่เป็นอันตราย ซึ่งการกำจัดกากขยะอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย ต้องได้รับการรับรองจากกระทรวงอุตสาหกรรม โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรม แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าที่ต่อยอดจากเตาเผาขยะอุตสาหกรรมเดิมที่มีอยู่ก่อนวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือนิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกาก อุตสาหกรรม และ (3) โรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้เทคโนโลยี พลาสม่าและตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือนิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกาก อุตสาหกรรม โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562 สรุปได้ดังนี้
5. ข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงพลังงาน มีดังนี้ (1) มอบหมายให้ กบง. แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ โดยให้มีองค์ประกอบจากกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีอำนาจหน้าที่ในการออกหลักเกณฑ์การคัดเลือกและพิจารณาผู้เข้าร่วม โครงการ รวมถึงกำหนดประเภทขยะอุตสาหกรรมที่จะส่งเสริม และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบเป็นระยะต่อไป (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ไปดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ อุตสาหกรรม ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ (3) มอบหมายให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่จะได้รับคัดเลือกจากคณะอนุกรรมการตาม ข้อ (1) เป็นกรณีพิเศษ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงาน ทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP)
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562
3. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ความคืบหน้าการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม พ.ศ. 2557 และได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2558 ทั้งนี้ การไฟฟ้าอยู่ระหว่างจัดทำแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไของระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าฯ เพื่อใช้ลงนามกับโครงการที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเจรจา แล้วเสร็จต่อไป1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์) พ.ศ. 2557 และได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ระเบียบดังกล่าว โดยให้ผู้สนใจสามารถยื่นคำขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 โดยมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ กฟน. จำนวน 35.691 เมกะวัตต์ และ กฟภ. จำนวน 32.530 เมกะวัตต์1.3 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร โดย กกพ. ได้หารือเพิ่มเติมกับหน่วยงานราชการต่างๆ และสหกรณ์ภาคการเกษตรที่เกี่ยวข้อง ปัจจุบันได้จัดทำระเบียบฯ ในส่วนนี้แล้วเสร็จและอยู่ระหว่างประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยมีประเด็นสำคัญดังนี้ (1) นิยามของหน่วยงานราชการ และสหกรณ์ภาคการเกษตร (2) ความเป็นเจ้าของโครงการ (3) ที่ตั้งโครงการ สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และ (4) ขั้นตอนการดำเนินโครงการ โดยต้องยื่นความจำนงขอเข้าร่วมโครงการตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนกำหนด ทั้งนี้ เมื่อได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วให้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 60 วัน กรณีที่ไม่สามารถดำเนินโครงการได้ทันให้สามารถเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 อย่างไรก็ตาม เนื่องจากข้อจำกัดของหน่วยงานราชการในการขอใช้ที่ราชพัสดุ และการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ซึ่งมีขั้นตอนและกระบวนการขอยกเว้นซึ่งต้องใช้ระยะเวลาหนึ่ง ทำให้หน่วยงานราชการไม่สามารถที่จะดำเนินการโครงการให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ทันภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ดังนั้น จึงได้เสนอขอขยายกรอบกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากเดิมภายในปี 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. ความคืบหน้าการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์)
2.1 กกพ. ได้สั่งการให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งออกประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการยกร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับปี 2558 ตามกำหนดการเดิมต้องแล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 ในส่วนของระเบียบและประกาศรับข้อเสนอ ขายไฟฟ้า จะต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขต่างๆ ซึ่งรวมถึงเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อ พื้นที่รับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนวิธีการคัดเลือกด้วยวิธี Competitive Bidding ซึ่งต้องพิจารณาอย่างรอบคอบเพื่อให้การคัดเลือกดำเนินการด้วยความเป็นธรรม และโปร่งใส นอกจากนั้น ในขณะนี้ภาครัฐอยู่ระหว่างการกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 ประกอบกับในส่วนของศักยภาพของพื้นที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Zoning) อยู่ระหว่างการดำเนินการร่วมกันระหว่าง สำนักงาน กกพ. และ พพ. ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนและความเป็นไปได้ในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรให้เลื่อนกำหนดระยะเวลาการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากเดิมที่ให้ แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 เป็นภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 25582.2 แนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 โดยให้โครงการที่จะยกเลิกสัญญาเดิมหรือคำขอขายไฟฟ้าเดิมมายกเลิกสัญญาหรือคำ ขอภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นขอขายไฟฟ้าเพื่อรับอัตรา FiT ภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2558 ณ สำนักงาน กกพ. และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ได้ออกประกาศเพิ่มเติม โดยสำหรับโครงการกลุ่มที่ 1 ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วนั้น ให้การไฟฟ้าสามารถพิจารณายกเลิกข้อตกลงของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการ รับซื้อไฟฟ้าในแบบ Adder และแก้ไขเพิ่มเติมข้อตกลงในสัญญาเดิมให้สอดคล้องกับการรับซื้อไฟฟ้าในแบบ FiT ได้ โดยมิต้องยกเลิกสัญญาทั้งฉบับ และให้จัดทำเป็นเอกสารแนบท้ายสัญญาเดิม เนื่องจากผู้ผลิตไฟฟ้ายังมีสิทธิหน้าที่และข้อผูกพันอื่นๆ ตามสัญญาเดิม และเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อคู่สัญญาและบุคคลอื่นที่เกี่ยวข้อง ตลอดจนส่งผลให้กระบวนการดำเนินการตามสิทธิที่มีอยู่เดิมหยุดชะงัก ทั้งนี้ กกพ. ได้กำหนดกรอบระยะเวลาการลงนามในเอกสารแนบท้ายสัญญาเดิมให้ดำเนินการให้แล้ว เสร็จภายในวันที่ 20 มีนาคม 2558 ณ สำนักงาน กกพ. และโครงการกลุ่มที่ 2 ที่ได้รับอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 20 พฤษภาคม 2558 ณ สำนักงาน กกพ. สำหรับโครงการกลุ่มที่ 3 จะต้องมายื่นคำขอขายไฟฟ้าตามแบบ FiT ในรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายใต้ระเบียบ กกพ. ที่จะออกต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ของโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร จากเดิมภายใน สิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. เห็นชอบระยะเวลาในการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับปี 2558 จากเดิมที่ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 ออกไปเป็นภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2558
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการยื่นขอยกเลิกสัญญาเดิมและคำร้องขอขายไฟฟ้าเดิม จากเดิมภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558
เรื่องที่ 9 แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ได้ศึกษา และติดตามความก้าวหน้า ทิศทางการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของโลกตั้งแต่ต้นปี 2554 และได้ผลักดันให้มีการจัดทำนโยบายการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดอย่างเป็น รูปธรรม โดยเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาและจัดทำร่างแผนการพัฒนาระบบโครง ข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย และเมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2556 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบร่างแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย ต่อมา สนพ. ได้ทบทวนแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย เพื่อให้ระยะเวลาของแผนฯ สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP2015) ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ
2. ปัจจัยการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย มีดังนี้ (1) สภาพปัญหาของระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในปัจจุบัน ได้แก่ ความต้องการความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้า และคุณภาพของพลังงานไฟฟ้า ความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากการพัฒนาด้านเศรษฐกิจและสังคม ปริมาณเชื้อเพลิงฟอสซิลที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเหลือน้อยลง และปัญหาการไหลย้อนกลับทิศทางของพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ ไฟฟ้า (2) แนวโน้มทิศทางการพัฒนาด้านพลังงานของโลกและของไทย ได้แก่ การพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ การรักษาสิ่งแวดล้อมควบคู่กับการพัฒนาด้านพลังงานอย่างยั่งยืน การพัฒนารถยนต์ไฟฟ้าที่จะมีในอนาคต และการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้าน (ASEAN Power Grid / GMS Power Trade) และ (3) นโยบายการพัฒนาของภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP2015) แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก
3. ปัจจุบัน มีหน่วยงานที่พัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามภารกิจหน้าที่ของตนเองไปบาง ส่วนแล้ว โดยได้จัดทำโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดขึ้น ประกอบด้วย (1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนา Samui Low Carbon Development ในพื้นที่เกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ในพื้นที่อำเภอเมือง จังหวัดแม่ฮ่องสอน (3) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดในพื้นที่เมือง พัทยา จังหวัดชลบุรี (Smart Meter, AMI) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Micro Grid) ในพื้นที่อำเภอแม่สะเรียง จังหวัดแม่ฮ่องสอน และโครงการพัฒนาระบบผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานหมุนเวียนบนพื้นที่เกาะกูด เกาะหมาก จังหวัดตราด และ (4) การไฟฟ้านครหลวง ได้ดำเนินการโครงการพัฒนาระบบบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า ในระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution Management System: DMS) นอกจากนี้ หน่วยงานการไฟฟ้าได้จัดทำแผนที่นำทางการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด (Smart Grid Roadmap) ของแต่ละหน่วยงานขึ้นมา ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศเป็นไปในทิศทางเดียวกัน กระทรวงพลังงาน จึงได้จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของไทย พ.ศ. 2558 - 2579 ขึ้น เพื่อวางกรอบแนวทางการพัฒนานโยบายระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดในภาพรวม เพื่อให้แต่ละหน่วยงานซึ่งมีงบประมาณในการพัฒนาของตนเอง สามารถกำหนดทิศทางการพัฒนาและลงทุนที่สอดคล้องกับกรอบการพัฒนาตามนโยบายของ ประเทศ อันจะส่งผลให้เกิดการลงทุนที่ไม่ซ้ำซ้อน สามารถบูรณาการข้อมูลระหว่างหน่วยงาน และประสานการทำงานแต่ละส่วนร่วมกันได้
4. แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
4.1 วิสัยทัศน์ “ส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ มีประสิทธิภาพ ยั่งยืน มีคุณภาพการบริการที่ดี และเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ” โดยการบูรณาการแผนลงทุนโครงสร้างพื้นฐานด้านระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของทุก หน่วยงาน เพื่อพัฒนาระบบไฟฟ้าตามทิศทางการพัฒนาของประเทศ4.2 ยุทธศาสตร์การพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย แบ่งเป็น 5 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) ด้านการพัฒนาความเชื่อถือได้และคุณภาพของไฟฟ้า (Power Reliability and Quality) (2) ด้านความยั่งยืนและประสิทธิภาพของการผลิตและใช้พลังงาน (Energy Sustainability and Efficiency) (3) ด้านการพัฒนาการทำงานและการให้บริการของหน่วยงานการไฟฟ้าฯ (Utility Operation and Service) (4) ด้านการกำหนดมาตรฐานความเข้ากันได้ของอุปกรณ์ (Integration and Interoperability) และ (5) ด้านการพัฒนาศักยภาพการแข่งขันทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรม (Economic and Industrial Competitiveness)4.3 แผนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การยกระดับความสามารถของระบบไฟฟ้า (Smart System) ได้แก่ การพัฒนาระบบไฟฟ้าให้สามารถรองรับการปฏิบัติงานและการพัฒนาอย่างยั่งยืนใน ระยะยาว (2) การยกระดับคุณภาพบริการที่มีต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (Smart Life) เป็นแนวทางการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพผ่านการมีส่วน ร่วมของผู้ใช้ไฟฟ้าในการช่วยบริหารจัดการความต้องการใช้พลังงาน โดยใช้เทคโนโลยีระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดเข้ามาช่วยบริหารจัดการ (3) การยกระดับโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Society) ได้แก่ การพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าควบคู่ไปกับการรักษาสิ่งแวดล้อมอย่างยั่งยืน4.4 กรอบเวลาการดำเนินงาน แบ่งเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ระยะเตรียมการ (พ.ศ. 2558 - 2559) เป็นการเตรียมการด้านนโยบายต่างๆ เพื่อรองรับการขับเคลื่อนการพัฒนาทั้งระบบ (2) ระยะสั้น (พ.ศ. 2560 – 2564) เป็นการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของ การลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี (3) ระยะปานกลาง (พ.ศ. 2565 - 2574) เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็นสำหรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่ และ (4) ระยะยาว (พ.ศ. 2575 - 2579) เป็นการเริ่มปรับปรุงความสามารถของระบบไฟฟ้าเพิ่มเติมโดยใช้เทคโนโลยีที่ ต่อยอดจากโครงสร้างพื้นฐานที่ได้พัฒนาขึ้น
5. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ มีดังนี้ (1) ด้านการยกระดับความสามารถของระบบไฟฟ้า (Smart System) (ระบบไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงและมีประสิทธิภาพ) ลดความจำเป็นในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสำรอง กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ลดจำนวนครั้ง และโอกาสการเกิดไฟฟ้าตก ไฟฟ้าดับ รวมทั้ง ลดพลังงานไฟฟ้าสูญเสียที่เกิดขึ้นในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (2) ด้านการยกระดับคุณภาพบริการที่มี ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (Smart Life) (เทคโนโลยีการใช้พลังงานในอนาคต) พัฒนาและเพิ่มช่องทางให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีส่วนร่วม ในการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยติดตั้งเทคโนโลยีระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดประเภทต่างๆ ช่วยลดค่าใช้จ่ายและความผิดพลาดในการคิดค่าใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท ต่างๆ และ (3) ด้านการยกระดับโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Society) (สังคมพลังงานสีเขียวและคาร์บอนต่ำ) เพิ่มความสามารถในการรองรับพลังงานไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในระบบไฟฟ้า และรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Micro Grid) เพื่อการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืนในชุมชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทต่อไป ทั้งนี้ จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผล กระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 6 วรรคสอง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ซึ่งที่ผ่านมา พพ. ได้ศึกษาหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุต่างๆ ไปแล้วรวม 53 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้ (1) ประกาศเป็นกฎกระทรวงบังคับใช้แล้ว จำนวน 8 ฉบับ (8 ผลิตภัณฑ์) (2) อยู่ในกระบวนการเพื่อกำหนดเป็นกฎกระทรวง จำนวน 34 ฉบับ (33 ผลิตภัณฑ์) แบ่งเป็นอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา 27 ฉบับ (26 ผลิตภัณฑ์) อยู่ในขั้นตอนนำเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน จำนวน 4 ฉบับ (4 ผลิตภัณฑ์) อยู่ในขั้นตอนนำเสนอ กพช. จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และ (3) ศึกษาแล้ว มีศักยภาพประหยัดพลังงานได้น้อย ทบทวนใหม่/ไม่ดำเนินการต่อ จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์)
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มเติม จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงในกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาอบไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดความจุของเตาอบไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (12 ถึงมากกว่า 65 ลิตร) โดยค่าปริมาณไฟฟ้าที่ใช้เฉลี่ยของเตาอบไฟฟ้าอยู่ในช่วง 0.4 – 1.0 กิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานกับประเทศอื่น พบว่าในเอเชียยังไม่มีประเทศใดกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงาน และการกำหนดเกณฑ์ฯ ในร่างกฎกระทรวงฯ เป็นเกณฑ์เดียวกับกลุ่มสหภาพยุโรป ระดับ A (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระทะไฟฟ้าก้นตื้นที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดกำลังไฟฟ้า (วัตต์) ของกระทะไฟฟ้าก้นตื้นที่ผู้ผลิตระบุ โดยทุกขนาดต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 78 – 85 ทั้งนี้ กระทะไฟฟ้าก้นตื้นมีใช้เฉพาะในเอเชีย และยังไม่มีประเทศใดกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงาน จึงไม่มีข้อมูลการเปรียบเทียบเกณฑ์ฯ และ (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนด ตู้น้ำเย็นบริโภคและตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภคที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภทของตู้ที่ผู้ผลิตระบุ ได้แก่ ตู้น้ำเย็นบริโภค และตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภค มีค่าประสิทธิภาพพลังงานอยู่ที่ 0.16 – 0.10 และ 1.20 – 0.80 กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อวัน ตามลำดับ ซึ่งเป็นเกณฑ์เดียวกับสหรัฐอเมริกาและฮ่องกง (ในเอเชียมีเฉพาะฮ่องกงที่กำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงานไว้)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เตาอบไฟฟ้า กระทะไฟฟ้าก้นตื้น ตู้น้ำเย็นบริโภคและตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภค และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงการคลังไปพิจารณาออกพระราชกฤษฎีกาลดหย่อนภาษีสำหรับอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง
เรื่องที่ 11 รายงานความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน (3) กองทุนน้ำมันฯ ใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม (6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ (7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาภายใต้แนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกัน มากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด (2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่ เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับลดลง กบง. ได้พิจารณาปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันและปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุน น้ำมันฯ ส่งผลทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยในช่วงตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2558 ราคาน้ำมันขายปลีกมีการปรับตัวลดลง โดยในกลุ่มน้ำมันเบนซินมีราคาลดลงประมาณ 3.70 – 4.90 บาทต่อลิตร (ยกเว้นน้ำมันแก๊สโซฮอล E85) อันเนื่องมาจากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกลดลง และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ลดลงเพียง 0.40 บาทต่อลิตร เนื่องจากราคาเอทานอลซึ่งเป็นส่วนผสมหลักยังอยู่ในระดับที่สูงอยู่ (27-28 บาทต่อลิตร) และยังคงใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ อุดหนุนอยู่ 8.23 บาทต่อลิตร คงเดิม นอกจากนี้ยังมีการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร ทำให้รายได้ภาษีสรรพสามิตจากน้ำมันเพิ่มขึ้นประมาณ 3,952 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 5,485 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 9,437 ล้านบาทต่อเดือน
3. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 กบง. ได้พิจารณาภายใต้แนวทางในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ที่ กพช. ได้เห็นชอบ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป สรุปได้ดังนี้ (1) เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกและนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน (2) เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุน โดยกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 498 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ ราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาจะเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และมีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุก 3 เดือน และ (3) ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย)
4. จากการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น การกำหนดต้นทุนใหม่ ส่งผลให้โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เปลี่ยนแปลงไป โดยไม่จำเป็นต้องใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มาชดเชยในการผลิตและจัดหาก๊าซ LPG และทำให้ราคาตั้งต้นของก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงและใช้เป็นวัตถุดิบของปิโตรเคมีเท่ากัน อยู่ที่ 16.3978 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนกุมภาพันธ์ 2558 และยังมีเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.5380 บาทต่อกิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้จากก๊าซ LPG ประมาณ 217 ล้านบาทต่อเดือน นอกจากนี้ราคาขายปลีกของก๊าซ LPG ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงยังคงเท่าเดิมคือ 24.16 บาทต่อกิโลกรัม ในระยะต่อไปราคาขายปลีกก๊าซ LPG จะปรับตัวตามราคาตลาดโลกและสะท้อนต้นทุนจริง แต่ยังคงอยู่ในการกำกับดูแลโดย กบง. เพื่อให้ราคาขายปลีก อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
5. การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. โดยเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 กบง. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558 โดยรถยนต์ส่วนบุคคลปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.00 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คาดว่าราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยในปี 2558 จะมีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และได้ประมาณการราคาก๊าซ NGV รายเดือนสำหรับปี 2558 พบว่าในช่วงเดือนเมษายน – มิถุนายน 2558 ราคาต้นทุน NGV อยู่ที่ประมาณ 15.03 -15.15 บาทต่อกิโลกรัม และมีแนวโน้มลดต่ำลงถึง 13.42 - 13.56 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงปลายปี
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2558 มีสินทรัพย์รวม 35,911 ล้านบาท มีหนี้สิน 8,606 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 27,305 ล้านบาท ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสุทธิประมาณ 6,800 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 147 - วันจันทร์ที่ 15 ธันวาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147)
วันจันทร์ที่ 15 ธันวาคม 2557 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
5.หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558–2579 (PDP 2015)
6.กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เป้าหมายรวม 2,000 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้เพิ่มปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าอีก 800 เมกะวัตต์ โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ ปัจจุบันมีโครงการที่ขายไฟฟ้าแล้ว 294 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 1,322 เมกะวัตต์ มีโครงการที่ยื่นเสนอขายยังไม่ได้พิจารณาตอบรับซื้อรวม 178 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 1,013.37 เมกะวัตต์สูงสุด และผ่านการพิจารณาให้สามารถตอบรับซื้อได้จากคณะกรรมการบริหารมาตรการส่ง เสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแล้ว 25 โครงการ รวม 138.35 เมกะวัตต์สูงสุด และอีก 153 โครงการ รวม 875.02 เมกะวัตต์สูงสุด ที่ติดปัญหาสายส่งรองรับไม่ได้และต้องเปลี่ยนพื้นที่ตั้งภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558 โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาด กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีกประมาณ 69.36 เมกะวัตต์ เพื่อให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และเห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการ ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 131 เมกะวัตต์ เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ปัจจุบันมีโครงการที่ขายไฟฟ้าแล้ว 194 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 32 เมกะวัตต์
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ อัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ระหว่างการพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกโครงการและคาดว่าจะ แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2557
4. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้จัดรับฟังความคิดเห็นร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้ง 3 ฉบับ พบว่ามี 3 ประเด็นหลัก ที่มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อาจจะยังไม่ชัดเจน กกพ. จึงพิจารณาให้ครอบคลุมตามวัตถุประสงค์ของ กพช. ประกอบด้วย (1) การกำหนดนิยามหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตรที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ โดยหน่วยงานราชการให้รวมถึงองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น และสหกรณ์การเกษตรให้รวมถึงสหกรณ์นิคม และสหกรณ์ประมงด้วย (2) พื้นที่การดำเนินโครงการของหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร รวมทั้งรูปแบบการดำเนินโครงการ และ (3) เป้าหมาย การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ Solar PV Rooftop จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์ ตามเป้าหมายเดิม ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาปรับปรุงร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ทั้ง 3 ฉบับ และคาดว่าจะสามารถจัดส่งระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ลงประกาศในราชกิจนุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนธันวาคม 2557 ต่อไป
5. สรุปสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 488 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,354 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,608 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 384 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 1 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.5 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 1,346 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 178 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,013 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,764 เมกะวัตต์ และหากรวมโครงการฯ ของส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร คาดว่าจะมีโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เข้าระบบภายในสิ้นปี 2558 ประมาณ 3,600 เมกะวัตต์ จากเป้าหมาย 3,800 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. นายกรัฐมนตรีได้สั่งการในที่ประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2557 ให้กระทรวงพลังงานตรวจสอบรายละเอียดโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) แล้ว แต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (Commercial Operation Date: COD) ให้แล้วเสร็จภายใน 15 วัน และนำเสนอคณะรัฐมนตรีภายในวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งจัดส่งข้อมูลโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่มี PPA แต่ยังไม่ COD (ข้อมูล ณ วันที่ 1 ธันวาคม 2557) และได้ลงพื้นที่ตรวจสอบความคืบหน้าโครงการ สรุปผลได้ ดังนี้
1.1 สถานภาพโครงการที่มี PPA แล้วแต่ยังไม่ COD จำนวนรวม 169 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,921.38 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา 1,662.03 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) แสงอาทิตย์ 16 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 256.76 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 250.52 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 56 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 501.18 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 337.57 เมกะวัตต์ (3) พลังงานลม 30 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 924.92 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 864.77 เมกะวัตต์ (4) ก๊าซชีวภาพ 45 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 95.42 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 76.61 เมกะวัตต์ (5) พลังงานจากขยะ 13 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 129.37 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 119.06 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานน้ำ 9 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 13.74 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 13.51 เมกะวัตต์1.2 ผลการลงพื้นที่ตรวจสอบโครงการจำนวน 169 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 1,921.38 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,662.03 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 31.75 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 29.5 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 366.2 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 281.22 เมกะวัตต์ และ (3) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD 91 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,523.43 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,351.31 เมกะวัตต์1.3 สถานภาพโครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 366.2 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 281.22 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) แสงอาทิตย์ 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 104.54 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 101.02 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 24 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 173.03 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 115.25 เมกะวัตต์ (3) พลังงานลม 11 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 26.47 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 16.95 เมกะวัตต์ (4) ก๊าซชีวภาพ 15 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 33.69 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 21.66 เมกะวัตต์ (5) พลังงานจากขยะ 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 14.77 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 12.86 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานน้ำ 8 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 13.70 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 13.48 เมกะวัตต์
2. แนวทางการดำเนินการมีดังนี้ (1) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้วจำนวน 72 โครงการ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำกับให้การไฟฟ้าดำเนินการยกเลิกสัญญาตามกระบวนการและขั้นตอนของสัญญา ระเบียบ ประกาศ และมติต่างๆ ที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัดต่อไป และ (2) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD จำนวน 91 โครงการ กกพ. จะกำกับให้การไฟฟ้าติดตามการดำเนินโครงการอย่างใกล้ชิดและให้รายงานต่อ กกพ. เป็นระยะ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการ ตามความเห็นของที่ประชุมต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และ 22 ตุลาคม 2557 มีมติรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) โดยหลังจากนี้ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) และให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2557 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Regime และได้แจ้งมติให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำ TPA Code เสนอ กกพ. พิจารณาก่อนการประกาศใช้ต่อไป ทั้งนี้ TPA Regime ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2557 เป็นต้นไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้ประชุมชี้แจงรายละเอียดการจัดทำ TPA Code ภายใต้กรอบของ TPA Regime ที่ กกพ. กำหนด และให้ผู้รับใบอนุญาตฯ รายงานความคืบหน้าการจัดทำ TPA Code ต่อ สำนักงาน กกพ. อย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง โดยผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ได้จัดส่ง (ร่าง) TPA Code ต่อสำนักงาน กกพ. ในวันที่ 10 พฤศจิกายน 2557 เพื่อพิจารณาในเบื้องต้น และผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ คาดว่าจะจัดส่ง (ร่าง) TPA Code ได้ภายในสัปดาห์แรกของเดือนมกราคม 2558 จากนั้นผู้รับใบอนุญาตฯ จะนำ (ร่าง) TPA Code ไปรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้องในช่วงสัปดาห์ที่ 3 ของเดือนมกราคม 2558 และนำผลการรับฟังความคิดเห็นมาปรับปรุง TPA Code ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมกราคม 2558 เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คาดว่าผู้รับใบอนุญาตฯ จะสามารถประกาศใช้ TPA Code ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. ได้อนุมัติหลักการในการปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนชนิดอื่น (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งมีการปรับไปก่อนหน้านี้แล้ว) โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อที่จะประกาศใช้ในปี 2558 สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อให้สามารถส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ครบทุกประเภท เชื้อเพลิง พร้อมทั้งแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT ตามที่ กพช. มอบหมาย
2. เหตุผลในการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้แก่ (1) สอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง (2) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน เนื่องจากมีการอุดหนุนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบค่อยเป็นค่อยไปตามช่วงเวลาของ โครงการ ซึ่งมีระยะเวลาสนับสนุนยาวนานกว่ารูปแบบ Adder (3) ภาครัฐสามารถวางแผนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างชัดเจน เนื่องจากผู้ประกอบการจะดำเนินโครงการอย่างต่อเนื่องตลอดอายุสัญญา และ (4) ผู้ประกอบการสามารถมีรายได้จากการขายไฟฟ้า โดยมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ทำให้เกิดความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
3. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 มีดังนี้
3.1 การจัดทำอัตรา FiT คิดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง บวกด้วยผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ที่เหมาะสม โดยศึกษาสมมติฐานทางการเงิน เช่น ผลตอบแทนการลงทุน สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ ฯลฯ และสมมติฐานทางด้านเทคนิค เช่น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ได้จากการสำรวจล่าสุด ทั้งต้นทุนของเครื่องจักร และค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าเชื้อเพลิง ที่จะมีการปรับตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ผลตอบแทนการลงทุนในระดับประมาณ 12% ระยะเวลา คืนทุนไม่เกิน 6 ปี โดยกำหนดรูปแบบอัตรา FiT เป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ลม น้ำ) จะกำหนด FiT คงที่ตลอดอายุสัญญา และ (2) กลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) จะมีการปรับต้นทุนเชื้อเพลิงทุกปี
3.2 เพื่อให้การจัดทำอัตรา FiT มีความสมบูรณ์ กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นและแลกเปลี่ยนข้อมูลที่ใช้ในการกำหนด สมมติฐานเพื่อจัดทำอัตรา FiT กับกลุ่มผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อ เพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) รวมทั้งรับฟังข้อเสนอแนะต่างๆ ในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน3.3 ปัจจุบันโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีข้อจำกัดทางศักยภาพระบบส่ง ไฟฟ้า ซึ่งกระทรวงพลังงานร่วมกับ 3 การไฟฟ้า อยู่ระหว่างการกำหนดปริมาณรายพื้นที่เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่ม ขึ้นได้ในอนาคต ดังนั้น ในระหว่างที่ยังมีข้อจำกัดศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า จึงเสนอให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการที่มีขนาดเล็กกว่า 10 เมกะวัตต์ (VSPP) พร้อมทั้งกำหนดปริมาณที่จะใช้ประกาศรับซื้อในปี 2558 ก่อน ซึ่งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรอบใหม่จะมีการปรับปรุงรูปแบบ จากการรับซื้อจากระบบรับซื้อตามลำดับการยื่นข้อเสนอที่มีความพร้อมก่อน (First-come First-serve) เป็นการคัดเลือกข้อเสนอโครงการโดยใช้รูปแบบการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding)3.4 กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) โดยกำหนดการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiT) ก่อน และเรียงลำดับตามส่วนลดที่เสนอจนครบปริมาณตามเป้าหมาย รวมถึงได้มีการรวมอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT พิเศษ (FiT Premium) เพิ่มเติมจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ปกติ สำหรับบางประเภทเทคโนโลยี เพื่อสร้างแรงจูงใจการลงทุนสำหรับโครงการตามนโยบายรัฐบาล และโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานในพื้นที่ ซึ่งสามารถสรุปได้ดังนี้
4. แนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT โดยกระทรวงพลังงาน ได้เปิดโอกาสให้ผู้ประกอบการซึ่งได้ยื่นคำร้องเสนอขายไฟฟ้าในระบบ Adder มีทางเลือกในการปรับเปลี่ยนการขายไฟฟ้าจากรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ ดังนี้
4.1 ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ4.2 โครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่สนใจเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้ (1) กลุ่มโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (COD แล้ว) ผู้ประกอบการได้รับการสนับสนุนอัตรา Adder ไปแล้วบางส่วน (จำนวนปีไม่เท่ากัน) หากมีการอนุมัติให้ปรับรูปแบบเป็น FiT จะต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะเกิดความไม่เท่าเทียมกันระหว่างสัญญาและอายุโครงการที่เหลืออยู่ ดังนั้น จึงให้คงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป (2) กลุ่มโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยังไม่เคยต่ออายุโครงการหรือไม่เลยกำหนดวัน SCOD โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิม โดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน (Bond) ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยได้รับอัตรา FiT ตามตารางที่ 1 และให้มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม และ (3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน (Bond) ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา โดยทำการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการใหม่ที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiTF) ก่อน ตามข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 ตามตารางที่ 1 ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT พิเศษ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ให้รวมถึงโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานแสงอาทิตย์ด้วย เพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกัน
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ และให้ดำเนินการ ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 และดำเนินการประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายในไตรมาสแรกของปี 2558
3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการตามแนวทางดัง นี้
3.1 ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ
3.2 โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้โครงการดังกล่าวคงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป
(2) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ โครงการที่จะเปลี่ยนรูปแบบดังกล่าว จะต้องเป็นโครงการที่ยังไม่เคยมีการต่ออายุโครงการหรือโครงการ ที่ไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และ ให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม
(3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 5 หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558–2579 (PDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. หลักการในการจัดทำแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้วางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แผนอนุรักษ์พลังงาน แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ การจัดทำแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผน PDP 2015) จะให้ความสำคัญในประเด็นดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมือง รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel diversification) ที่ใช้ผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสม (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ประชาชนและภาคธุรกิจยอมรับได้และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาทางเศรษฐกิจและ สังคมของประเทศในระยะยาว การใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลด ปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3. แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015
3.1 การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว : ต้องจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคตให้สอดคล้องกับการคาดการณ์ การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ โดยพิจารณาโครงการลงทุนขนาดใหญ่ของภาครัฐ และนโยบายของรัฐที่เกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงเศรษฐกิจเชิงโครงสร้างอันจะส่งผล ต่อการใช้พลังงาน โดยความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ (Business as usual; BAU) จะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2556 - 2579 ซึ่งจัดทำและประมาณการโดย สศช. เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2557 (กรณีฐาน) โดยเฉลี่ยที่ร้อยละ 3.94 เทียบอัตราเฉลี่ยในแผนเดิมที่ร้อยละ 4.50 โดยพิจารณาการเติบโตของประชากร ชุมชนเมือง (Urbanization) และการเติบโตของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้ารายเศรษฐกิจ (Sector) และจัดทำโดยใช้แบบจำลอง End-Use model และ Econometrics model ซึ่งจัดทำโดยมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
3.2 แผนอนุรักษ์พลังงาน : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ จะปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP 2015 - 2036) โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ซึ่งจะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลดร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 โดยในส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้า คิดเป็น 89,672 ล้านหน่วย มีแนวทางโดย (1) ยกเลิก/ทบทวนการอุดหนุนราคาพลังงาน เพื่อส่งสัญญาณให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาเป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการทางภาษี สนับสนุนมาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนอุปกรณ์ที่มีการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ (3) เร่งรัดการสนับสนุนมาตรการด้านการเงิน เพื่อให้มีการเปลี่ยนอุปกรณ์ และเกิดการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (4) มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคาร (Building Code) และโรงงาน โดยประสานร่วมมือกับกระทรวงอุตสาหกรรม และมหาดไทย เพื่อผลักดันมาตรการบังคับ และ (5) รณรงค์ด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานและการปลูกจิตสำนึก
3.3 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก : แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2015 - 2036) โดยมียุทธศาสตร์ในการส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ได้แก่ พลังงานจากขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ เป็นอันดับแรก ซึ่งศักยภาพคงเหลือในปัจจุบัน สามารถผลิตไฟฟ้าจากขยะได้อีกประมาณ 600 เมกะวัตต์ และจากชีวมวลได้อีกประมาณ 2,500 เมกะวัตต์ และมีการประสานงานร่วมกับนโยบาย Zoning ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ที่จะต้องการเพิ่มพื้นที่เพาะปลูกอ้อยและปาล์ม และเพิ่มผลผลิตมันสำปะหลังจาก 3.5 ตันต่อไร่ต่อปี เป็น 7 ตันต่อไร่ต่อปี ซึ่งสามารถเพิ่มศักยภาพเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าได้อีก 3,500 เมกะวัตต์ แต่ข้อสำคัญต้องมีผลผลิต (Productivity) ที่ดี มิเช่นนั้นจะเป็นภาระกับผู้ใช้และควรเลือกพืชพลังงานอื่นแทนที่คุ้มค่ากว่า และใช้แนวคิดการจัดสรรปริมาณการผลิตไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยีพลังงานทดแทนประเภท ต่างๆ เป็นเชิงพื้นที่รายภูมิภาคและรายจังหวัด (RE Zoning รายจังหวัด) รวมถึงการเปลี่ยนแปลงเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในอนาคตที่อาจจะสามารถแข่งขันได้ กับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ตลอดจนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็งและการลดการ นำเข้าพลังงานจากฟอสซิล ทั้งนี้ จะทำการเพิ่มสัดส่วนการการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมประมาณ 17,000 เมกะวัตต์
3.4 แนวทางการจัดสรรกำลังผลิตและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในแผน PDP 2015 มีดังนี้ (1) ให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ (2) นโยบายการกระจายเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง และคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ประชาชนและภาคธุรกิจสามารถยอมรับได้ โดยไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาประเทศในระยะยาว โดยลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินโดยใช้เทคโนโลยีสะอาด จัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศโดยคำนึงถึงศักยภาพการจัดหา ราคาที่เหมาะสม โดยกระจายแหล่งผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านหลายๆ ประเทศ ไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยคำนึงถึงความสามารถของระบบ ส่งไฟฟ้า และจัดสรรโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ไว้ปลายแผนตามแผนเดิม โดยให้มีการศึกษาด้านเทคนิค ความปลอดภัย สถานที่ตั้ง พร้อมทั้งส่งเสริมกระบวนการเรียนรู้ให้ประชาชนเข้าใจต่อประเด็นโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์อย่างต่อเนื่อง (3) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) กำหนดไว้เช่นเดียวกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของกำลังผลิตพึ่งได้ และ (4) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่จะหมดอายุลงจะไม่พิจารณาต่ออายุ เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้า มีประสิทธิภาพสูง
3.5 แผนการลงทุนของการไฟฟ้า (1) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การจัดทำแผน PDP2015 ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจ อาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน และเป็นจุดเริ่มในการพัฒนาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (Bilateral trading) และการพัฒนา ASEAN Power Grid (2) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับพลังงานทดแทน การวางแผนการลงทุนและแผนการขยายระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าของทั้ง 3 การไฟฟ้าจะพิจารณาวางแผนเพื่อรองรับการส่งเสริมพลังงานทดแทนในรายพื้นที่ให้ สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และ (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) และรองรับการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
3.6 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากแผน PDP2015 มีดังนี้ (1) เพิ่มศักยภาพการแข่งขันของประเทศในด้านราคา (Cost competitiveness) (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานไฟฟ้าของประเทศ และ (3) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนที่เป็นพลังงานสะอาดมากขึ้น โดยจะช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิลจากต่างประเทศ โดยเฉพาะ LNG และเป็นการส่งเสริมการใช้วัสดุทางการเกษตรในประเทศกว่า 80 ล้านตันต่อปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับหลักการ และแนวทางดังกล่าว ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน นำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 6 กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คำแถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ในข้อ 6.9 เรื่องนโยบายการปฏิรูปโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ให้สอดคล้องกับต้นทุนและให้มีภาระภาษีที่เหมาะสมระหว่างน้ำมันต่างชนิดและ ผู้ใช้ต่างประเภท เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศและให้ผู้บริโภคระมัดระวังที่ จะไม่ใช้อย่างฟุ่มเฟือย
2. การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลกกับของไทย ในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม ถึงวันที่ 14 ธันวาคม 2557 ราคาน้ำมันดิบดูไบตลาดสิงคโปร์ ได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก 112.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็น 67.8 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ลดลง 44.9 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือลดลงร้อยละ 39.8 เนื่องจากเศรษฐกิจของยุโรปที่เผชิญกับภาวะเงินฝืด และการชะลอตัวของความต้องการใช้น้ำมันของจีนและสหรัฐอเมริกา ในขณะที่กลุ่มประเทศโอเปกยังไม่มีท่าทีที่จะปรับลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบ ส่งผลให้ความต้องการใช้น้ำมันต่ำกว่าปริมาณการผลิต ส่วนราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก 816 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ เดือนพฤษภาคม 2557 เป็น 558 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ เดือนธันวาคม 2557 โดยลดลง 258 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือร้อยละ 31.6 เนื่องจากการชะลอตัวของภาวะเศรษฐกิจโลกและการปรับลดลงตามราคาน้ำมันดิบ
3. ในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม ถึงวันที่ 14 ธันวาคม 2557 ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศ ได้ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบ ดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ปรับลดลงจาก 41.13 บาทต่อลิตร เป็น 32.30 บาทต่อลิตร ลดลง 8.83 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 21.5 ซึ่งปรับลดลงรวม 17 ครั้ง (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ปรับลดลงจาก 38.68 บาทต่อลิตร เป็น 30.28 บาทต่อลิตร ลดลง 8.40 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 21.7 ซึ่งปรับลดลงรวม 17 ครั้ง (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับลดลงจาก 29.99 บาทต่อลิตร เป็น 27.89 บาทต่อลิตร ลดลง 2.10 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 7 ซึ่งปรับลดลงรวม 6 ครั้ง และ (4) ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เฉลี่ย ปรับลดลงจาก 24.71 บาทต่อกิโลกรัม ณ เดือนพฤษภาคม 2557 เป็น 24.16 บาทต่อกิโลกรัม ณ เดือนธันวาคม 2557 โดยลดลง 0.55 บาทต่อกิโลกรัม หรือร้อยละ 2 โดยมีการปรับราคาภาคครัวเรือน 2 ครั้ง ภาคขนส่งขึ้น 4 ครั้ง และภาคอุตสาหกรรมราคาลดลงตามราคาตลาดโลก โดยสาเหตุที่ราคาน้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG ของไทยไม่ลดลงมากเท่าราคาน้ำมันโลกในช่วงเวลาดังกล่าว เนื่องจากมีการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะน้ำมันดีเซล ในส่วนของก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมลดลง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งและครัวเรือนปรับขึ้นเล็กน้อย เนื่องจากจำเป็นต้องมีการปรับราคาขายปลีกให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้ การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มขึ้น ทำให้สถานะเงินกองทุนฯ ดีขึ้น จากติดลบ 7,335 ล้านบาท มีสถานะเป็นบวกที่ 12,539 ล้านบาท
4. กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน (3) กองทุนน้ำมันฯ ใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy) (5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม (6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ (7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
5. รายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มเบนซินและดีเซลให้ใกล้เคียงกันมากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด (2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันดีเซลและเบนซินโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นธรรม (4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ และ (5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และกำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่างๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน รวมทั้งปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
1.1 กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง
(2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน
(3) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน
(4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy)
(5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม
(6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย
(7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตรา ที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
1.2 รายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกัน มากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด
(2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
(3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับ ที่เหมาะสมและเป็นธรรม
(4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
(5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
(5.1) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
(5.2) กำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่างๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน
(5.3) ปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีค่าใกล้ศูนย์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคา น้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียด ภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
กพช. ครั้งที่ 146 - วันพุธที่ 22 ตุลาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 146)
วันพุธที่ 22 ตุลาคม 2557 เวลา 9.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
2.รายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.รายงานผลความคืบหน้าและการรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย
4.การเตรียมการประกาศเชิญชวนผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21
5.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2556
7.การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8.อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายชวลิต พิชาลัย)
เรื่องที่ 1 มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีการพิจารณาและได้มีมติในเรื่องต่างๆ จำนวน 4 เรื่อง สรุปได้ดังนี้
1.1 เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558 – 2579 (PDP 2015) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558 – 2579 (Power Development Plan: PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณา พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ความคืบหน้าในปัจจุบัน อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อประกอบการจัดทำร่างแผน PDP 2015 จากนั้นจะจัดรับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน PDP 2015 ภายในเดือนพฤศจิกายน 2557 และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในเดือนธันวาคม 25571.2 เรื่องที่ 2 การแยกกิจการระบบส่งก๊าซของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่ บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime : TPA Regime) ได้มีมติ เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) แยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และให้ยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก ปตท. ให้บริษัทฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ แต่ให้ชะลอการดำเนินการไว้ก่อน จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในเรื่องการตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. จะได้ข้อยุติ พร้อมทั้งรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับ TPA Regime โดยให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กกพ. ทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะ เกิดขึ้น และให้นำเสนอ กพช. ซึ่งความคืบหน้าการดำเนินงาน โดยเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2557 หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ รับทราบรายงานการตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. และให้ สตง. เสนอเรื่องให้ สคก. ตีความในเรื่องที่มีข้อโต้แย้ง โดยให้ชะลอเรื่องท่อ/การจัดตั้งบริษัทใหม่ไว้ก่อน ปัจจุบัน สตง. ยังไม่ได้เสนอเรื่องให้ สคก. และในส่วนของ TPA Regime ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2557 โดยผู้รับใบอนุญาตจะส่ง TPA Codes ให้สำนักงาน กกพ. ภายในเดือนมกราคม 2558 สำหรับการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สนพ. และสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างจัดทำ TOR เพื่อจ้างที่ปรึกษา1.3 เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff ได้มีมติ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2557 - 2558 ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้ แบบติดตั้งบนพื้นดิน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย แบบติดตั้งบนหลังคา แบ่งเป็นกลุ่มบ้านอยู่อาศัย กำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา 6.85 บาทต่อหน่วย กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา 6.40 บาทต่อหน่วย และกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา 6.01 บาทต่อหน่วย และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย (2) เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท ต่างๆ ให้ครบตามเป้าหมาย ได้แก่ แบบติดตั้งบนพื้นดิน ในส่วนที่เหลืออีก 576 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 แบบติดตั้งบนหลังคา ให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ผูกพันกับ ภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 และเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มสำหรับโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่ เกิน 10 กิโลวัตต์อีก 69.36 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครบเป้าหมาย 200 เมกะวัตต์ โดยกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และแบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชน ให้เปลี่ยนเป็นโครงการสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม หารือร่วมกันเพื่อกำหนดแนวทางบริหารจัดการและกำจัดกากขยะอันเกิดจากโครงการฯความคืบหน้าในปัจจุบัน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) อยู่ระหว่างพิจารณารายชื่อโครงการที่สามารถรับซื้อได้ให้แล้วเสร็จในช่วงต้น เดือนพฤศจิกายน 2557 ส่วนโครงการฯ แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผูกพันกับภาครัฐ 130.64 เมกะวัตต์ ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันภายในเดือนธันวาคม 2557 เนื่องจากติดปัญหาการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง และกระทรวงพลังงานตรวจสอบแล้วเห็นว่ายังมีโครงการค้างอยู่ตั้งแต่วันที่ 28 มิถุนายน 2553 จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ และต้องการรองรับผู้ยื่นข้อเสนอคงค้างทั้งหมด ซึ่งส่วนหนึ่งสายส่งรองรับได้ อีกส่วนหนึ่งสายส่งรองรับไม่ได้ ดังนั้น เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการเพิ่มกำลังการผลิตของพลังงานหมุนเวียน จึงเห็นควรให้เพิ่มเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจาก พื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้1.4 เรื่องที่ 4 การเตรียมความพร้อมเพื่อเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) ได้มีมติเห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม โดยให้กระทรวงพลังงานทำสัญญากับ SPRC และให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นโรงกลั่นน้ำมัน SPRC ลง เพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้ประชาชนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญาฯ แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ความคืบหน้าในปัจจุบัน กรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดเตรียมร่างสัญญาฯ เพื่อให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนาม ภายหลังจากคณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้แก้ไขสัญญาแล้ว
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรเสนอให้ กพช. เพื่อพิจารณาเพิ่มเติมในเรื่องที่ 3 ดังนี้ (1) ขออนุมัติให้ขยายระยะเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 เนื่องจากติดปัญหาการแก้ไขร่างกฎกระทรวงตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 และร่างกฎกระทรวงว่าด้วยการติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์ ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 (2) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร เห็นควรให้บริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาเป็นที่ปรึกษา เพื่อให้ เกิดความยั่งยืน และผลิตไฟฟ้าได้อย่างประสิทธิภาพตามเป้าหมาย และ (3) ขอเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน จากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557
2. เห็นชอบให้แก้ไขเพิ่มเติมมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ในเรื่องที่ 3 ดังนี้
(1) ให้ขยายระยะเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558(2) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร เห็นควรให้บริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาเป็นที่ปรึกษา เพื่อให้คำแนะนำในการพัฒนาโครงการฯ ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้นต่อไป(3) ให้เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ ติดตั้งบนพื้นดิน จากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครอบคลุมกับปริมาณไฟฟ้าของโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอไว้แล้วทั้งหมด จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ โดยหากมีโครงการใดที่ไม่สามารถดำเนินการผลิตไฟฟ้าในพื้นที่ ที่เสนอไว้เดิมได้ก็ให้โครงการนั้นสามารถเปลี่ยนพื้นที่ผลิตเพื่อจำหน่าย ไฟฟ้าในพื้นที่ใหม่ได้
เรื่องที่ 2 รายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. สรุปรายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 13 ตุลาคม 2557 มีโครงการฯ ที่ผูกพันแล้ว จำนวน 5,046 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 7,910 เมกะวัตต์ ต่ำกว่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) อยู่ 6,017 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรวมจำนวน 13,927 เมกะวัตต์ โดยในส่วนที่ผูกพันมีการขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว 608 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 4,145 เมกะวัตต์
2. ภายใต้การบริหารงานของคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงตุลาคม 2557 มีโครงการฯ ที่ได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและคณะ กรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) พลังงานขยะ 12 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 110.9 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 23 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 118.22 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ 18 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 30.03 เมกะวัตต์ และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ 33 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 9.971 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลความคืบหน้าและการรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม และจัดทำแผน PDP2015 ให้เสร็จใน 3 เดือน
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย ระหว่างวันที่ 29 สิงหาคมถึงวันที่19 กันยายน 2557 ในพื้นที่กรุงเทพฯ ขอนแก่น เชียงใหม่ และสุราษฎร์ธานี มีผู้เข้าร่วมแห่งละประมาณ 500 คน นำเสนอ 4 แผน ซึ่งสรุปผลโดยรวมดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า : หากต้องการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินควรต้องจัดการด้านสิ่งแวดล้อมให้ได้ มาตรฐาน ควรศึกษาและประเมินผลกระทบเกี่ยวกับการสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์อย่างรอบคอบ จัดทำ Zoning ในการสร้างโรงไฟฟ้าให้เหมาะสมกับศักยภาพของพื้นที่ รับฟังความคิดเห็นก่อนกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมทั้งสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับประชาชนเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้า (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน : ควรสนับสนุนให้มีการใช้ระบบรางในภาคขนส่งให้มากขึ้น มีมาตรการภาษีเพื่อส่งเสริมอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน มีการจัดเก็บภาษีรถยนต์ตามอัตราการประหยัดพลังงาน ประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานกับภาคอุตสาหกรรมในการประหยัดพลังงาน รวมทั้งควรมีการสื่อสารประชาสัมพันธ์และรณรงค์การประหยัดพลังงานให้ทั่วถึง (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทน : ควรมีการส่งเสริมและสนับสนุนนโยบายด้านพลังงานทดแทนอย่างต่อเนื่อง มีการปรับปรุงกฎหมายเพื่อลดขั้นตอนการอนุญาตขอตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน มีการจัดทำ Zoning พลังงานทดแทนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสายส่งไฟฟ้า พร้อมทั้งส่งเสริมให้ชุมชนเข้ามาเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า สนับสนุนให้มีการพัฒนาเทคโนโลยีสะสมพลังงาน และควรมีการพัฒนาการจัดการขยะอย่างครบวงจร และ (4) แผนจัดหาเชื้อเพลิงพลังงาน : ควรมีการทบทวนสิทธิประโยชน์ระหว่างรัฐกับผู้รับสัมปทาน และตรวจสอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม มีการสร้างความรู้ความเข้าใจต่อภาคประชาสังคมเกี่ยวกับระบบสัมปทานระบบแบ่ง ปันผลผลิต การสำรวจปิโตรเลียม รวมทั้งสร้างเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ก่อนที่จะเข้ามาสำรวจปิโตรเลียมใน พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การเตรียมการประกาศเชิญชวนผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ยื่นคำขอสิทธิสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 21 ด้วยเห็นว่า ประเทศไทยมีความต้องการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงจำเป็นต้องเพิ่มปริมาณสำรองปิโตรเลียมโดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอ ต่อความต้องการใช้ในอนาคตซึ่งจะเป็นการช่วยลดปริมาณการนำเข้าพลังงาน และก่อให้เกิดความมั่นคงในการผลิตไฟฟ้าและการลงทุนในอุตสาหกรรมต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์เปรียบเทียบระบบสัมปทานไทยและระบบแบ่งปันผลผลิตของประเทศ เพื่อนบ้าน เห็นว่าการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายใต้ระบบสัมปทาน Thailand III ในปัจจุบันมีความเป็นธรรมและเหมาะสมกับศักยภาพทางธรณีวิทยาของไทยแล้ว
2. แปลงสำรวจที่จะเปิดให้ยื่นขอสิทธิฯ ครั้งที่ 21 กำหนดไว้ 29 แปลงสำรวจ แบ่งเป็นแปลงสำรวจ บนบกบริเวณภาคเหนือและภาคกลาง 6 แปลง ภาคอีสาน 17 แปลง และในทะเลอ่าวไทย 6 แปลง โดยกระทรวงพลังงานได้กำหนดเงื่อนไขให้ผู้ยื่นขอเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่ม เติม นอกเหนือไปจากการชำระค่าภาคหลวง/ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมและผลประโยชน์ตอบแทน พิเศษตามกฎหมายผู้ยื่นขอต้องเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่มเติม ประกอบด้วย (1) การสนับสนุนเงินเพื่อการศึกษาและ/หรือการพัฒนาชุมชนในท้องถิ่น (2) เงินให้เปล่าในการ ลงนาม (3) เงินให้เปล่าในการผลิต (4) การให้นิติบุคคลไทยที่คณะกรรมการปิโตรเลียมเห็นชอบเข้าร่วมประกอบกิจการ ปิโตรเลียม (5) การใช้บริการยานพาหนะ การก่อสร้าง และอื่นๆ ที่มีอยู่ในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศได้รับผลประโยชน์จากการเปิดสัมปทานได้เหมาะสมยิ่งขึ้น ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนเอกชนให้เข้ามายื่นรับสัมปทานปิโตรเลียม รอบที่ 21 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการประกาศลงราชกิจจานุเบกษา คาดว่าจะสามารถยื่นขอสำรวจได้ภายใน 120 วัน นับตั้งแต่วันที่กระทรวงพลังงานออกประกาศ โดยใช้ระยะเวลาในการสำรวจประมาณ 2 ปี
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบ
2. ปีงบประมาณ 2556 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง เป็นเงิน 25,139,520.00 บาท ในการสนับสนุนเงินทุนศึกษาและฝึกอบรม วงเงิน 23,320,772.00 บาท การเดินทางเพื่อศึกษาดูงานประชุม อบรม และสัมมนา วงเงิน 1,178,748.00 บาท และค่าใช้จ่ายบริหารงาน 640,000.00 บาท และเมื่อสิ้นปีงบประมาณ 2556 มีการเบิกจ่ายทั้งสิ้น 190,009.62 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน สำหรับหมวดรายจ่ายอื่นๆ เนื่องจากการอนุมัติคำขอรับการสนับสนุนปีงบประมาณ 2556 ล่าช้ากว่ากำหนด ดังนั้น ณ วันที่ 30 กันยายน 2556 จึงยังไม่มีการเบิกจ่าย
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2556 (1) งบแสดงฐานะการเงิน ปีงบประมาณ 2556 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ มีจำนวน 446.612 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 10.744 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.47 หนี้สินรวมของกองทุน มีจำนวน 0.097 ล้านบาท ลดลง 0.713 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 88.03 และทุนของกองทุนฯ มีจำนวน 446.514 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 435.058 ล้านบาท เป็นเงิน 11.456 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.64 และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2556 รายได้รวมจากการดำเนินงานของกองทุนฯ มีจำนวน 19.901 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 0.427 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.20 ค่าใช้จ่ายรวมจากการดำเนินงานของกองทุน มีจำนวน 8.444 ล้านบาท ลดลง 13.018 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 60.66 และรายได้สุทธิ มีจำนวน 11.457 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 13.445 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 676.31
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องจัดทำรายงานประจำปี เสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนฯ และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลการดำเนินงานสำคัญในปี 2554 ประกอบด้วย มีการออกใบอนุญาต 103 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 97 ฉบับและประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 6 ฉบับ) พัฒนาคู่มือตรวจติดตามสถานประกอบกิจการพลังงาน พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft รวม 4 ครั้ง พิจารณาอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm รวม 3,500 เมกะวัตต์ กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP กำลังการผลิต 4,400เมกะวัตต์ และมีการพิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ได้รับผลกระทบจากการ ประกอบกิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 46 เรื่อง จาก 77 เรื่อง และผลการดำเนินงานที่สำคัญในปี 2555 ได้แก่ กำกับกระบวนการออกใบอนุญาต และตรวจสอบมาตรฐานคุณภาพทางวิศวกรรม ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft รวม 4 ครั้ง กำกับอัตราค่าไฟฟ้า โดยปรับลดหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีภาคครัวเรือน จากไม่เกิน 90 หน่วย เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP SPP และ VSPP ให้เป็นไปตามแผน PDP 2010 Rev.3 และ AEDP จัดตั้งเครือข่ายความร่วมมือ ASEAN Energy Regulators’ Network (AERN) และจัดตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขต (คพข.) ตลอดจนกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นกลไกการสร้างการมีส่วนร่วมของภาคส่วนต่างๆ ในการพัฒนาระบบพลังงานและการประกอบกิจการไฟฟ้า
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ ปีงบประมาณ 2554 มีรายได้จากการดำเนินงาน671,036,166.82 บาท หักค่าใช้จ่ายแล้วจะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 86,057,893.81 บาท ส่วนปีงบประมาณ 2555 มีรายได้จากการดำเนินงาน 698,809,557.04 บาท หักค่าใช้จ่ายแล้วจะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 31,135,258.05 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2557 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่ง คสช. ที่ 55/2557 แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานขึ้นใหม่ โดยเปลี่ยนแปลงตำแหน่งประธานกรรมการ จากเดิม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นรองหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) โดยอำนาจหน้าที่ไม่เปลี่ยนแปลง
2. ต่อมาได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีขึ้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยเปลี่ยนแปลงตำแหน่งประธานกรรมการ จากเดิมรองหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยอำนาจหน้าที่ไม่เปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอร่างคำสั่งให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 8 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยให้ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมฯ ทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ FiT ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร
2. กระทรวงพลังงานได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ครบทุกประเภทเชื้อเพลิง โดยเหตุผลในการส่งเสริมฯ ในรูปแบบ FiT ได้แก่ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT จะสอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง (2) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน เนื่องจากมีการอุดหนุนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบค่อยเป็นค่อยไปตามช่วงเวลาของ โครงการ (3) ภาครัฐสามารถวางแผนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างชัดเจน เนื่องจากผู้ประกอบการจะดำเนินโครงการอย่างต่อเนื่องตลอดอายุสัญญา และ (4) ผู้ประกอบการสามารถคาดการณ์ราคารับซื้อไฟฟ้าและผลตอบแทนการลงทุนที่ชัดเจนใน การพัฒนาโครงการได้ เกิดความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
3. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 คิดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง บวกด้วยผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ที่เหมาะสม โดยศึกษาสมมติฐานทางการเงิน เช่น ผลตอบแทนการลงทุน สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ ฯลฯ และสมมติฐานทางด้านเทคนิค เช่น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า ค่าเชื้อเพลิง (สำหรับกลุ่มพลังงานชีวภาพ) ฯลฯ โดยกำหนดรูปแบบอัตรา FiT เป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (แสงอาทิตย์ ลม น้ำ) จะกำหนด FiT คงที่ตลอดอายุสัญญา และ (2) กลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) จะปรับต้นทุนเชื้อเพลิงทุกปี ซึ่งปัจจุบันโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีข้อจำกัดทางศักยภาพระบบ ส่งไฟฟ้า ซึ่งกระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการกำหนดปริมาณรายพื้นที่ และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับ ซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นได้ในอนาคต ดังนั้น ในระหว่างที่ยังมีข้อจำกัดศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า จึงเสนอให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ (VSPP) ก่อน สำหรับโครงการที่มีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ (SPP) จะกำหนดรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558
2. อนุมัติในหลักการในการปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ FiT โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานไปพิจารณาแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่าน จากระบบ Adder เป็น FiT ให้ได้ข้อยุติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 6 วรรคสอง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ซึ่ง ที่ผ่านมา พพ. ได้นำเสนอร่างกฎกระทรวงฯ มาแล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 (2) คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 วันที่ 2 เมษายน 2555 และวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ ตามมติ กพช. จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และ 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) ตามลำดับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มเติม จำนวน 7 ผลิตภัณฑ์ ซึ่งการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงในกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดรถจักรยานยนต์ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภท (เกียร์ธรรมดาและเกียร์อัตโนมัติ) และขนาดเครื่องยนต์ของรถจักรยานยนต์ที่ผู้ผลิตระบุ (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องยนต์ดีเซลขนาดเล็กระบายความร้อนด้วยน้ำที่มี ประสิทธิภาพสูง กำหนดตามความเร็วรอบ (1,500 ถึงน้อยกว่า 2,500 รอบต่อนาที) และกำลังที่กำหนดตามที่ผู้ผลิตระบุ (3.7 – 14.7 กิโลวัตต์) (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องยนต์แก๊สโซลีนขนาดเล็กระบายความร้อนด้วยอากาศที่ มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามความเร็วรอบ (5,000 รอบ ต่อนาทีขึ้นไป และน้อยกว่า 5,000 รอบต่อนาที) และกำลังสูงสุดที่ผู้ผลิตระบุ (1.0 – 12.5 กิโลวัตต์) (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนใยแก้วเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดตามค่าความต้านทานความร้อน (Thermal Resistance) หรือ R-value ของฉนวนใยแก้วที่ผู้ผลิตระบุ (5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องซักผ้าที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภทของเครื่องซักผ้าที่ผู้ผลิตระบุ (เครื่องซักผ้าฝาบน แบ่งเป็นแบบถังเดี่ยว/ถังคู่ และเครื่องซักผ้าฝาหน้า) (6) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องสูบน้ำในครัวเรือนที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภท (ชนิดใบเฟืองและชนิดใบธรรมดา) และขนาดของเครื่องสูบน้ำในครัวเรือนที่ผู้ผลิตระบุ และ (7) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศขนาดเล็กแบบลูกสูบที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดของเครื่องอัดอากาศขนาดเล็กแบบลูกสูบ (0.2 – 11.0 กิโลวัตต์) และความดันสูงสุดที่ผู้ผลิตระบุ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ผลิตภัณฑ์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อ ไป
2. มอบหมายให้กระทรวงการคลังไปพิจารณาออกพระราชกฤษฎีกาลดหย่อนภาษีสำหรับอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง
กพช. ครั้งที่ 1 - วันศุกร์ที่ 15 สิงหาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
วันศุกร์ที่ 15 สิงหาคม 2557 เวลา 09.00 น.
1.แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2578 (PDP 2015)
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff
4.การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
5.การเตรียมความพร้อมเพื่อเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน)
หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2578 (PDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (Power Development Plan : PDP 2010 Rev.3) ซึ่งปรับให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่แถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 และสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2012-2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EEDP 20 ปี) ปัจจุบันการวางแผนกำลังการผลิตไฟฟ้ายังคงยึดตามแผน PDP 2010 Rev 3
2. จากแนวโน้มการขยายตัวทางเศรษฐกิจของไทย และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน 2.4 ล้านล้านบาท ตามนโยบายรัฐบาล รวมทั้งการเตรียมการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (ASEAN Economic Community : AEC) ในปี 2558 จะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยโดยรวม ดังนั้นจึงควรมีการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้น โดยคำนึงถึง (1) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ (2) สัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดทางด้านเศรษฐกิจในประเด็นสำคัญ 4 ด้าน ได้แก่ ความยั่งยืนทางพลังงานของประเทศ (Sustainability) ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (Cost Effectiveness) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม (Emission) และ (3) ความสอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงานและแผนพัฒนาพลังงานหมุนเวียนของประเทศ
3. แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plant) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2578 (PDP 2015) ประกอบด้วย
3.1 กรอบระยะเวลา ได้แก่ (1) แผน PDP ฉบับปัจจุบัน มีระยะเวลาระหว่างปี พ.ศ. 2553 – 2573 (ปี ค.ศ. 2010 - 2030) ทั้งนี้ ทบวงพลังงานโลก (International Energy Agency: IEA) ได้จัดทำทิศทางพลังงานของโลก World Energy Outlook โดยมีระยะเวลาถึงปี 2578 (ปี 2035) ดังนั้น เพื่อให้การจัดทำแผน PDP สอดคล้องกับการวางแผนทิศทางพลังงานโลก จึงควรขยายกรอบเวลาแผน PDP ออกไปโดยมีระยะเวลาระหว่างปี พ.ศ. 2558 - 2578 (ค.ศ. 2015 - 2035) (2) กรอบระยะเวลาแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EEDP 20 ปี) การจัดทำแผน PDP2010 Rev.3 ได้คำนึงถึงความสามารถในการดำเนินการตามแผน EEDP 20 ปี มีระยะเวลาดำเนินการระหว่างปี พ.ศ. 2554 – 2573 ดังนั้น เพื่อให้การจัดทำแผน EEDP สอดคล้องกับแผน PDP จึงควรขยายกรอบเวลาในการจัดทำแผน EEDP 20 ปี ออกไปโดยให้สิ้นสุดในปี 2578 และ (3) กรอบระยะเวลาแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2555-2564) ปัจจุบันไม่สอดคล้องกับช่วงเวลาของแผน PDP ทำให้เกิดความไม่ชัดเจนในการกำหนดปริมาณโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายหลัง ปี 2564 ดังนั้น จึงควรจัดทำให้แผน AEDP ให้สอดคล้องกับแผน PDP โดยสิ้นสุดที่ปี 25783.2 ขั้นตอน/สาระสำคัญ ในการจัดทำแผน PDP 1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ให้สอดคล้องกับการคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ พิจารณาถึงโครงการลงทุนภาครัฐขนาดใหญ่ที่มีผลต่อการเปลี่ยนแปลงความต้องการ ใช้ไฟฟ้าในอนาคต และนโยบายของรัฐเกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงเศรษฐกิจเชิงโครงสร้างที่ส่งผลต่อ การใช้พลังงาน รวมถึงพิจารณาผลการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (แผน EEDP) ร่วมด้วย 2) จัดทำร่างแผน PDP : คำนึงถึงประเด็นสำคัญดังนี้ (1) การกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าสูงถึงร้อยละ 67 ซึ่งถือเป็นความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงและการผลิตไฟฟ้า จึงจำเป็นต้องพิจารณาสัดส่วนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสม ตลอดจนพิจารณาข้อดี ข้อเสียของโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ควรพิจารณาเลือกเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าที่เกิดผลกระทบต่อสิ่งแวด ล้อมไม่สูงเกินไป และ (3) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserve Margin) ปัจจุบันได้กำหนดไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด การพิจารณากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้เหมาะสมจึงจำเป็นต้องพิจารณาเงื่อนไขความ สามารถของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดรายพื้นที่ โดยเฉพาะพื้นที่ที่มีความสำคัญทางเศรษฐกิจและต้องการความมั่นคงสูง 3) การรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ หน่วยงานราชการ สถาบันการศึกษา องค์กรไม่แสวงหาผลกำไร ภาคเอกชน รวมถึงภาคประชาชน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (Power Development Plan: PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ของ สศช. พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม และรับไปจัดทำแผน PDP 2015 ให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 เห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว โดยมอบหมายให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่งและท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกัน โดยการจัดตั้งบริษัท ที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯ ออกต่างหาก รวมทั้งการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคา ที่เป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 รับทราบแนวทางการแปรรูปของ ปตท. ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดย ในส่วนของกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะแยกออกมาจัดตั้งเป็นบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 โดยมี บมจ. ปตท. เป็นผู้ถือหุ้นร้อยละ 100 นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวยังเห็นควรจัดตั้งบริษัท ปตท. ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เพื่อให้สอดคล้องกับ แผนกลยุทธ์ในการขยายการจำหน่ายก๊าซฯ เพิ่มขึ้น
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2544 เรื่องแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ภายใต้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 และได้มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการแยกกิจการท่อก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งจัดทำแผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้มีการแยกกิจการเป็น ลักษณะการแบ่งแยกทางบัญชี (Account Separation) ก่อนการระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และลักษณะการแบ่งแยกทางกฎหมาย (Legal Separation) หลังการระดมทุนฯ ภายใน 1 ปี รวมถึงให้องค์กรอิสระกำกับดูแลที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ทำหน้าที่กำกับดูแล ทั้งนี้ เห็นชอบให้ ปตท. คงการถือหุ้นในกิจการดังกล่าวในสัดส่วนร้อยละ 100 นอกจากนี้ มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หรือ สนพ.) ร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และ ปตท. เร่งดำเนินการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อแก่บุคคลที่สาม และเปิดให้มีการแข่งขันในแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ใหม่
3. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต่อคณะกรรมการกลั่นกรองเรื่องเสนอคณะรัฐมนตรีคณะที่ 7 (ฝ่ายโครงสร้างพื้นฐานและฝ่ายกฎหมายและระบบราชการ) เพื่อพิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือขอถอนเรื่องดังกล่าว เพื่อพิจารณาปรับปรุงให้สอดคล้องกับทิศทางการ แปรรูปรัฐวิสาหกิจของประเทศต่อไปก่อน ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2546 เลขาธิการคณะรัฐมนตรีรับทราบและยุติการดำเนินการเสนอวาระ
4. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 ที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. ศึกษาปัญหาและอุปสรรคจากนโยบาย Third Party Access (TPA) ต่อระบบท่อส่งก๊าซฯ และศึกษาการตั้งบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซฯ ของรัฐ โดยให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการเพื่อให้เป็นไปตามนโยบาย TPA ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีแนวความคิดเบื้องต้นให้ ปตท. แยกบัญชีทรัพย์สินของกิจการท่อส่งก๊าซฯ เพื่อรองรับการแยกกิจการท่อส่งก๊าซฯ ซึ่ง ปตท. ได้ร่วมกับที่ปรึกษากฎหมายศึกษาทบทวนประเด็นกฎหมายและภาษี การโอนทรัพย์สินและสิทธิ ขั้นตอนเพื่อดำเนินการแยกบริษัท และประเด็นอื่นที่เกี่ยวข้อง และ ปตท. ได้เสนอผลการศึกษาเบื้องต้นต่อที่ประชุมคณะกรรมการจัดการ ปตท. เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2556 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติรับทราบผลการศึกษาเบื้องต้นและให้ศึกษาการแยกกิจการ โดยละเอียดและจัดตั้งบริษัทตามนโยบายกระทรวงพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2556 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติให้มีโครงสร้างกลุ่มธุรกิจพื้นฐาน เพื่อรับผิดชอบการกำกับดูแล ตลอดจนบริหารจัดการภาพรวมการดำเนินธุรกิจของหน่วยธุรกิจ และมีแผนในการแยกโครงสร้างสายงานระบบท่อส่งก๊าซฯ ออกมาจากกลุ่มธุรกิจก๊าซฯ เพื่อทำหน้าที่หลักในการทำธุรกิจขนส่งก๊าซฯ ผ่านระบบท่อ โดยกำหนดแผนงานหลักในระยะแรก ประกอบด้วย การดำเนินการแยกบัญชีทรัพย์สินสายงานระบบท่อส่งก๊าซฯ การออกแบบและการวางระบบรองรับต่างๆ เช่น การถ่ายโอนข้อมูลบนระบบ การเตรียมบุคลากร เป็นต้น ซึ่งมีกำหนดการแล้วเสร็จภายในปี 2557
5. เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐ ในการกำหนดทิศทางโครงสร้างกิจการก๊าซฯ ในประเทศระยะยาวในอนาคต และส่งเสริมให้มีการแข่งขันอย่างเสรีในกิจการก๊าซฯ ในประเทศ เกิดความเป็นธรรม และเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงาน รวมถึงเปิดให้บุคคลที่สาม (Third Party) สามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ได้ ภายใต้การกำกับดูแลที่มีความสมดุล และโปร่งใส มีธรรมาภิบาล ในราคาที่เป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ประกอบกับบริหารจัดการผู้มีส่วนได้เสียให้มีความสมดุลและโปร่งใส มีธรรมาภิบาล จึงควรมีการดำเนินการในส่วนของการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติดังนี้
5.1 การดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย ก๊าซธรรมชาติในลักษณะการแบ่งแยกตามกฎหมาย (Legal Separation) โดย (1) ให้ บมจ.ปตท. จัดตั้งบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้ บมจ.ปตท. ยังคงสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 100 และให้ บมจ. ปตท. โอนท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ ที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง ให้แก่บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ทั้งนี้ บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวจะเป็นผู้รับผิดชอบ ดำเนินกิจการท่อส่งก๊าซโดยทำหน้าที่บริหารสินทรัพย์ที่ได้รับโอนมาจาก บมจ.ปตท. ส่วนการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษานั้น บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด จะดำเนินการเองหรือว่าจ้างบุคคลอื่นดำเนินการก็ได้ โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 (2) ในส่วนของการยกเว้นภาษีและค่าธรรมเนียมที่เกี่ยวข้องในการโอนทรัพย์สินจาก บมจ.ปตท. ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จัดตั้งขึ้นใหม่เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงการคลัง กรมสรรพากร กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กระทรวงมหาดไทย กรมที่ดิน กรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น กรุงเทพมหานคร องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล หรือหน่วยงานอื่นใดที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้ความร่วมมือในการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือ คำสั่งใดๆ มารองรับเพื่อให้การแบ่งแยกกิจการและโอนทรัพย์สินดังกล่าวเพื่อให้การดำเนิน การตามนโยบายของรัฐในการที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ บรรลุเป้าหมาย โดยให้ได้รับการยกเว้นภาระภาษีอากร ภาษีมูลค่าเพิ่ม ภาษีธุรกิจเฉพาะ ภาษีสรรพสามิต ภาษีศุลกากร อากรแสตมป์ และค่าธรรมเนียมใดๆ ที่เกิดจากแบ่งแยกกิจการและการโอนดังกล่าว (3) ให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องต่างๆ รวมถึงหน่วยงานด้านกำกับดูแลยินยอมให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด สามารถเช่าช่วงที่ดิน ใช้สิทธิ ได้สิทธิ/หรือโอน/รับโอนสิทธิจากการใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยคงเงื่อนไขสัญญาเช่า และการให้สิทธิเดิมที่ให้ไว้แก่ บมจ.ปตท. รวมทั้ง การสนับสนุนต่างๆ ในการโอนทรัพย์สินจาก บมจ.ปตท. ไปยังบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้การสนับสนุนการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคล ที่สาม ในกรณีที่หน่วยงานดังกล่าวได้ให้สัมปทานหรือให้สิทธิครอบครองหรือทำประโยชน์ หรือให้สิทธิใดๆ แก่บุคคลอื่นใด ก็ให้ดำเนินการให้บุคคลเหล่านั้นให้ความยินยอมดังกล่าวด้วย (4) ให้กรมธนารักษ์ยินยอมให้ บมจ.ปตท. โอนสิทธิตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุแบ่งแยกให้แก่กระทรวงการคลังในการดำเนิน กิจการของ บมจ.ปตท. โดยมีค่าตอบแทนให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด รับโอนสิทธิดังกล่าวตามสัญญาฯ โดยให้คงเงื่อนไขสัญญาและข้อกำหนดตามสัญญาเดิมรวมทั้งไม่คิดค่าตอบแทนเพิ่ม เติมจากการโอนสิทธิดังกล่าว (5) ใบอนุญาตและสิทธิเดิมที่ออกให้ในนามของ บมจ.ปตท. ภายใต้พระราชบัญญัติต่างๆ รวมถึงกฎหมายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้โอนไปเป็นของบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามสิทธิและเงื่อนไขเดิม รวมถึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการยินยอมหรืออนุญาตให้โอน รวมถึงการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือคำสั่งใดๆ มารองรับการโอนดังกล่าว (6) ให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด เข้าสวมสิทธิในบรรดาข้อพิพาท คดีความทางแพ่ง ทางอาญา หรือตามกฎหมายอื่นๆ ของ บมจ.ปตท. ที่มีอยู่และเกี่ยวข้องกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ (7) ให้ธนาคารแห่งประเทศไทย กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และหน่วยงานของรัฐต่างๆ และหน่วยงานกำกับดูแลที่เกี่ยวข้อง ให้การสนับสนุน ให้ความร่วมมือ หรือดำเนินการใด เพื่อรองรับการโอนและรับโอนสินทรัพย์ดังกล่าว5.2 การกำหนดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อวัตถุประสงค์ในการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยที่ผู้ที่เป็นเจ้าของระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติจะต้องให้บุคคลอื่นๆ สามารถเข้ามาใช้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อของตนได้ ภายใต้ กฎ กติกา ตามข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติ และสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime : TPA Regime) ซึ่งอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อให้การกำหนดราคามีความเป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ซึ่ง กกพ. จะกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติ และผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ต้องเสนอข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติ และสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) ภายใต้กรอบ TPA Regime ซึ่งประกอบด้วย (1) การกำหนดสิทธิและหน้าที่ของ ผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้เชื่อมต่อ (2) การกำหนดเนื้อหาใน TPA Code สำหรับให้ผู้รับใบอนุญาตจัดทำ เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณา (3) การกำหนดเงื่อนไขในการจัดสรรความสามารถในการให้บริการ (Capacity) (4) การสละสิทธิการใช้ Capacity โดยสมัครใจ และการซื้อขายสิทธิการใช้ Capacity (5) ข้อผูกพันการใช้บริการในกรณีผู้ขอใช้บริการไม่ได้ใช้ Capacity ที่ได้รับการจัดสรรภายในระยะเวลาที่กำหนดที่จะต้องคืนสิทธิในการใช้ Capacity ให้กับผู้ให้บริการไปจัดสรรให้รายอื่นต่อไป (6) ผู้ให้บริการจะต้องเสนออัตราค่าบริการต่อ กกพ. ให้ความเห็นชอบก่อนการบังคับใช้ (7) การพิจารณาไกล่เกลี่ยและระงับข้อพิพาทร่วมกันระหว่าง ผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้เชื่อมต่อ และ (8) การแก้ไขปรับปรุง TPA Code เพื่อให้สอดคล้องกับ TPA Regime ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำข้อบังคับดังกล่าว โดยการพิจารณาจะมีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ทั้งจากทางเว็บไซต์สำนักงาน กกพ. และการสัมมนากลุ่มย่อย ก่อนการบังคับใช้ TPA Regime ในเดือนสิงหาคม 2557 และกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติจัดทำ TPA Codes เพื่อเสนอให้ กกพ. พิจารณา ก่อนการประกาศใช้ในภายในเดือนมีนาคม 2558 ต่อไปนอกจากนี้ เพื่อให้สามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ในอนาคตจากการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจี แก่บุคคลที่สาม (TPA) รวมถึงเพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้องกับกิจการก๊าซ ธรรมชาติ จึงเห็นควรที่จะให้มีการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ ใช้อยู่ในปัจจุบัน โดยเฉพาะในส่วนของการกำหนดราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติหรือ Pool Price โดยมอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สามารถรองรับกับ โครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคตต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียมในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป ตามแนวทางดังนี้
(1) ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดตั้งบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โอนท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ ที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง ให้แก่บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ทั้งนี้ บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวจะเป็นผู้รับผิดชอบ ดำเนินกิจการท่อส่งก๊าซโดยทำหน้าที่บริหารสินทรัพย์ที่ได้รับโอนมาจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ส่วนการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษานั้น บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด จะดำเนินการเองหรือว่าจ้างบุคคลอื่นดำเนินการก็ได้ โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558(2) ในส่วนของการยกเว้นภาษีและค่าธรรมเนียมที่เกี่ยวข้องในการโอนทรัพย์สิน จากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จัดตั้งขึ้นใหม่เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอันได้แก่ กระทรวงการคลัง กรมสรรพากร กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กระทรวงมหาดไทย กรมที่ดิน กรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น กรุงเทพมหานคร องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล หรือหน่วยงานอื่นใดที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้ความร่วมมือในการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือ คำสั่งใดๆ มารองรับเพื่อให้การแบ่งแยกกิจการและโอนทรัพย์สินดังกล่าวเพื่อให้การดำเนิน การตามนโยบายของรัฐในการที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ บรรลุเป้าหมาย โดยให้ได้รับการยกเว้นภาระภาษีอากร ภาษีมูลค่าเพิ่ม ภาษีธุรกิจเฉพาะ ภาษีสรรพสามิต ภาษีศุลกากร อากรแสตมป์ และค่าธรรมเนียมใดๆ ที่เกิดจากแบ่งแยกกิจการและการโอนดังกล่าว(3) ให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องต่างๆ รวมถึงหน่วยงานด้านกำกับดูแลยินยอมให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด สามารถเช่าช่วงที่ดิน ใช้สิทธิ ได้สิทธิ/หรือโอน/รับโอนสิทธิจากการใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยคงเงื่อนไขสัญญาเช่า และการให้สิทธิเดิมที่ให้ไว้แก่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รวมทั้ง การสนับสนุนต่างๆ ในการโอนทรัพย์สินจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปยังบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้การสนับสนุนการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคล ที่สาม ในกรณีที่หน่วยงานดังกล่าวได้ให้สัมปทานหรือให้สิทธิครอบครองหรือทำประโยชน์ หรือให้สิทธิใดๆ แก่บุคคลอื่นใด ก็ให้ดำเนินการให้บุคคลเหล่านั้นให้ความยินยอมดังกล่าวด้วย(4) ให้กรมธนารักษ์ยินยอมให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โอนสิทธิตามสัญญาให้ใช้ที่ ราชพัสดุแบ่งแยกให้แก่กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีค่าตอบแทนให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด รับโอนสิทธิดังกล่าวตามสัญญาฯ โดยให้คงเงื่อนไขสัญญาและข้อกำหนดตามสัญญาเดิมรวมทั้งไม่คิดค่าตอบแทนเพิ่ม เติมจากการโอนสิทธิดังกล่าว(5) ใบอนุญาตและสิทธิเดิมที่ออกให้ในนามของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ภายใต้พระราชบัญญัติต่างๆ รวมถึงกฎหมายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้โอนไปเป็นของบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามสิทธิและเงื่อนไขเดิม รวมถึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการยินยอมหรืออนุญาตให้โอน รวมถึงการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือคำสั่งใดๆ มารองรับการโอนดังกล่าว(6) ให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด เข้าสวมสิทธิในบรรดาข้อพิพาท คดีความทางแพ่ง ทางอาญา หรือตามกฎหมายอื่นๆ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่มีอยู่และเกี่ยวข้องกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ(7) ให้ธนาคารแห่งประเทศไทย กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และหน่วยงานของรัฐต่างๆ และหน่วยงานกำกับดูแล ที่เกี่ยวข้อง ให้การสนับสนุน ให้ความร่วมมือ หรือดำเนินการใด เพื่อรองรับการโอนและรับโอนสินทรัพย์ดังกล่าว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามหลักการที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้เห็นชอบดังกล่าวข้างต้น ขอให้ชะลอไว้ก่อน จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาและสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินในเรื่อง การตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้กระทรวงการคลังจะได้ข้อยุติ
2. รับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานในการจัดทำข้อบังคับว่า ด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงาน ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ใน ปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันใน อุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้น และให้นำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ด้วยการรับซื้อ ไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2550 เป็นต้นมา โดยเริ่มจากการกำหนดเป้าหมายไว้ 500 เมกะวัตต์ (MW) ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 20% 15 ปี (REDP) และเพิ่มเป็น 2,000 เมกะวัตต์ และ 3,000 เมกะวัตต์ ในแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% 10 ปี (AEDP) โดยแบ่งประเภทการส่งเสริมและอัตราการรับซื้อไฟฟ้าดังนี้
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน กำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าเริ่มต้นที่ 500 เมกะวัตต์ ในปี 2550 และเพิ่มเป็น 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2556 โดยให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ในอัตรา 8 บาทต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติลดอัตรา Adder ลงเหลือ 6.50 บาทต่อหน่วย พร้อมหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้น ดินจนถึงปัจจุบัน สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2557 (ข้อมูลจาก กกพ.) มีโครงการที่มีข้อเสนอผูกพันกับภาครัฐรวม 1,424 เมกะวัตต์ แยกเป็นขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 1,083 เมกะวัตต์ มีสัญญาขายไฟแล้วและอยู่ระหว่างดำเนินการ 337 เมกะวัตต์ และรอเซ็นสัญญา (PPA) 4 เมกะวัตต์ เหลือปริมาณที่สามารถรับซื้อเพิ่มได้อีก 576 เมกะวัตต์ (2,000 เมกะวัตต์ – 1,424 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ ยังมีโครงการอีก 1,054 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าไว้แต่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop)กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 200 เมกะวัตต์ ในปี 2556 ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) คงที่ ในระยะเวลา 25 ปี โดยประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการ 3 ขนาด ได้แก่ (1) บ้านอยู่อาศัยขนาดต่ำกว่า 10 kW อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย (2) อาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาด 10 - 250 kW อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย และ (3) อาคารธุรกิจ ขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน ขนาด 250 kW - 1 MW อัตรา 6.16 บาทต่อหน่วย โดยแบ่งเป็น 100 เมกะวัตต์ สำหรับบ้านอยู่อาศัย และอีก 100 เมกะวัตต์ สำหรับอาคารธุรกิจขนาดเล็ก อาคารธุรกิจขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน กำหนดวันขายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2557 (ข้อมูลจาก กกพ.) มีโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้วรวม 130.64 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 7.53 เมกะวัตต์ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วแต่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 108.26 เมกะวัตต์ และยังไม่มาลงนามในสัญญา 14.85 เมกะวัตต์ เหลือปริมาณที่สามารถรับซื้อเพิ่มได้อีก 69.36 เมกะวัตต์ (200 เมกะวัตต์ -130.64 เมกะวัตต์) โดยทั้งหมดเป็นโครงการในส่วนของบ้านอยู่อาศัย ขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เท่านั้น โครงการในส่วนอาคารธุรกิจขนาดเล็ก อาคารธุรกิจขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน ได้พิจารณารับซื้อเต็มตามตามเป้าหมายแล้ว ทั้งนี้ โครงการ Solar PV Rooftop ที่ประกาศรับซื้อไฟฟ้าในปี 2556 กำหนดให้ต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556 แต่เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา การติดตั้ง Solar PV Rooftop มีปัญหาในเรื่องความชัดเจนการตีความในคำนิยามของ “โรงงาน” ตามกฎหมาย และปัญหาการขออนุญาตดัดแปลงอาคารตามข้อกำหนดของกรมโยธิการและผังเมือง ทำให้ผู้ประกอบการไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบเชิงพาณิชย์ได้ภาย ในกำหนด1.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ (โครงการละ 1 เมกะวัตต์) กำหนดให้ดำเนินการเสร็จสิ้นภายในปี 2557 และ กพช. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) เป็นเจ้าของโครงการ กำหนดให้โครงการขายไฟฟ้าด้วยระบบ Feed-in Tariff (FiT) เป็นระยะเวลา 25 ปี ในอัตราที่ลดลงเป็นขั้นบันไดตามระยะเวลา คือ 9.75 บาท ต่อหน่วย ในปีที่ 1 - 3 และ 6.50 บาทต่อหน่วย ในปีที่ 4 - 10 และ 4.50 บาทต่อหน่วย ในปีที่ 11 - 25 โดยให้เป็นการลงทุนโดยชุมชนเอง กำหนดให้ใช้เงินกู้จากธนาคารของรัฐมาดำเนินการ และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการ ปัจจุบันโครงการยังไม่มีการดำเนินงาน ทั้งนี้ โครงการฯ รูปแบบเดิม เป็นแนวทางที่ไม่สามารถดำเนินงานให้เป็นรูปธรรมได้ เนื่องจาก (1) ชุมชนจะไม่สามารถจัดหาพื้นที่ส่วนกลางจัดตั้งโครงการได้เพราะจะต้องใช้ ที่ดินส่วนรวมถึง 10 - 12 ไร่ (2) ชุมชนจะไม่สามารถจัดหาเงินลงทุนได้เพราะการใช้กองทุนหมู่บ้านจะมีความเสี่ยง และชุมชนไม่สามารถกู้เงินลงทุนจากธนาคารได้เอง และการกำหนดให้ธนาคารของรัฐเท่านั้นเป็นผู้ปล่อยกู้นั้น ธนาคารของรัฐก็ไม่พร้อมรับความเสี่ยงที่จะปล่อยเงินกู้ให้ชุมชนดำเนิน โครงการนี้ (3) ชุมชนไม่สามารถจัดหาเทคโนโลยีด้วยตนเองได้ และ (4) ชุมชนยังไม่สามารถดูแลรักษาโรงไฟฟ้าด้วยตนเอง
2. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ปี 2557 – 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนอัตราแบบ Adder เป็นแบบอัตรา Feed-in Tariff (FiT) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ FiT ปี 2557 ณ เดือนเมษายน 2557 โดยศึกษาสมมติฐานทางด้านเทคนิคและสมมติฐานทางการเงิน ได้แก่ ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า อัตราการเสื่อมสภาพของแผงเซลล์ สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ อัตราเงินเฟ้อ เป็นต้น และได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบอัตรา FiT ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุกประเภท สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 - 2558 โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.85 บาท ต่อหน่วย กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงานขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.40 บาทต่อหน่วย และขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา FiT 6.01 บาทต่อหน่วย และ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์ในรูปแบบ FiT ต่อไป
3. ข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน
3.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ให้พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลือประมาณ 576 เมกะวัตต์ (ให้เต็มตามเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์) ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปพิจารณาและเจรจากับผู้ที่ยื่นข้อเสนอโครงการเพื่อขอขายไฟฟ้าไว้เดิม ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีคำขอค้างการพิจารณาอยู่จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ นั้น ให้ยอมรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี เช่นเดียวกันด้วย โดยให้อยู่ในสถานที่ตั้งตามข้อเสนอเดิม และต้องมีการกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เช่นเดียวกัน ทั้งนี้ หากผลการเจรจากับผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเดิมดังกล่าว ไม่สามารถตกลงกันได้และมิได้มีการอนุมัติให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าภายในสิ้นปี 2557 ให้ถือเป็นการยุติข้อเสนอโครงการนั้น3.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (1) ให้พิจารณาขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการ Solar PV Rooftop สำหรับโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 เมกะวัตต์ จากที่กำหนดไว้เดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 และ (2) ให้พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการ Solar PV Rooftop ประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ กำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เพื่อให้ครบตามเป้าหมายที่ตั้งไว้ 200 เมกะวัตต์3.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนหรือโซล่า ชุมชน ให้พิจารณาปรับเปลี่ยนการดำเนินงาน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาท ต่อหน่วย กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบ การคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 - 2558 โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา 2.1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย 2.2) กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน
(1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.40 บาทต่อหน่วย (2) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา FiT 6.01 บาทต่อหน่วย3) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์ในรูปแบบ FiT ต่อไป
2. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ทั้ง 3 ประเภท ดังนี้
1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 1.1) ให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลือ อีกประมาณ 576 เมกะวัตต์ (ให้เต็มตามเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์) ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี และให้มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 1.2) มอบให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปพิจารณาและเจรจากับผู้ที่ยื่นข้อเสนอโครงการเพื่อขอขายไฟฟ้าไว้เดิม ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีคำขอค้างการพิจารณาอยู่จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ โดยให้เจรจารับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลืออีกประมาณ 576 เมกะวัตต์ แบบ FiT ในอัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี ทั้งนี้ ให้อยู่ในสถานที่ตั้งตามข้อเสนอเดิม และต้องมีการกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ทั้งนี้หากผลการเจรจากับผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเดิมดังกล่าว ไม่สามารถตกลงกันได้และมิได้มีการอนุมัติให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าภายในสิ้นปี 2557 ให้ถือเป็นการยุติข้อเสนอโครงการนั้น2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา 2.1) ให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 เมกะวัตต์ จากที่กำหนดไว้เดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 2.2) ให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) ประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 25583) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร 3.1) ให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง ในพื้นที่ชุมชน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 3.2) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบ การคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม หารือร่วมกันเพื่อกำหนดแนวทางและดำเนินการในการบริหารจัดการและกำจัดกากขยะ อันเกิดจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์
เรื่องที่ 4 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว โดยในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ หากจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2010 ฉบับที่ 3 ปี 2555 – 2573 และเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเป็นเวลา 20 ปี กับ Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 รวมทั้งเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดย ให้ ปตท. จัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยจัดหา LNG ส่วนใหญ่ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับที่ 3 ปี 2555 - 2573 เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 0.5, 1.0, 2.4, และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ โดยปี 2554 -2556 ปตท. ได้จัดหาและนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.7 ล้านตัน (ปริมาณนำเข้าสูงกว่าแผน เนื่องจากมีอุบัติเหตุท่อส่งก๊าซฯในทะเลรั่ว), 0.98 ล้านตัน, และ 1.41 ล้านตัน ตามลำดับ สำหรับปี 2557 ได้นำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2557 จนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2557 ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot ปริมาณเท่ากับ 945,096 ตัน โดยคาดการณ์ว่าจะนำเข้า LNG ในปี 2557 ทั้งสิ้นประมาณ 1.45 ล้านตัน
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 ปตท. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ โดยเริ่มส่งมอบในเดือนมกราคม 2558 เป็นเวลา 20 ปี ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ ปตท. ยังเตรียมพร้อมที่จะดำเนินการจัดหา LNG แบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น จากผู้ขายชั้นนำของโลก เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณความต้องการนอกเหนือจากปริมาณจากสัญญาซื้อขาย LNG จากบริษัท Qatargas อีกด้วย สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะยาว ตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป จะจัดหาตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้อง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 โดยมีหลักเกณฑ์เพื่อใช้ในการพิจารณาคัดเลือกผู้ขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ดังนี้ (1) ราคามีความเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ (2) ความมั่นคงในการจัดหา (3) เงื่อนไขสัญญา มีความยืดหยุ่นเพื่อสามารถบริหารความเสี่ยงในอนาคตได้ (4) ความน่าเชื่อถือของคู่สัญญา (5) ปริมาณที่เสนอขาย มีการกระจายความเสี่ยงไม่ขึ้นกับผู้ขายรายใดรายหนึ่งมากเกินไป (6) ที่ตั้งแหล่ง LNG /ระยะเวลาการขนส่ง ควรมีการกระจายตัวของแหล่งที่รับซื้อ และ (7) คุณภาพก๊าซฯ เป็นไปตามที่ผู้ซื้อต้องการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2533 ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงอุตสาหกรรมเจรจาและทำสัญญาสร้างโรงกลั่นน้ำมันกับ บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด และต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานสปอร์ต (ประเทศไทย) จำกัด ได้ทำสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกับกระทรวงอุตสาหกรรม ลงวันที่ 29 พฤศจิกายน 2534 โดยสาระสำคัญของสัญญาฯ กำหนดให้จัดตั้งบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด “SPRC” เพื่อรับโอนสิทธิและหน้าที่ตามสัญญาจาก บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้งฯ ให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยเข้าถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 36 และบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ถือหุ้นร้อยละ 64 และให้จำหน่ายหุ้นของ SPRC ร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียนให้แก่ประชาชนในโอกาสแรก ที่หลักทรัพย์ของ SPRC ถูกรับเข้าตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยหรืออย่างช้าภายในปี 2543 โดยอัตราส่วนการถือหุ้นของ SPRC ภายหลังจากที่ได้จำหน่ายหุ้นแล้ว ประกอบด้วย บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ร้อยละ 45 การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ร้อยละ 25 และประชาชนร้อยละ 30
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 ให้มีการเพิ่มกำลังการกลั่นปิโตรเลียมให้เป็นไปโดยเสรีอย่างแท้จริง และมีการแข่งขันภายใต้กฎเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน จึงให้โรงกลั่นที่มีอยู่เดิมสามารถขอทบทวนสัญญากับรัฐได้ ดังนั้น SPRC และกระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบ กิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม (ฉบับที่ 1) ลงวันที่ 3 กันยายน 2540 เพื่อยกเลิกการจ่ายเงินประจำปีและเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่กระทรวง อุตสาหกรรม ต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์เทรดดิ้งฯ ได้เปลี่ยนชื่อเป็น บริษัท เชฟรอน เอเชีย แปซิฟิก โฮลดิ้งส์ ลิมิเต็ด และโอนหุ้นทั้งหมดที่ถืออยู่ใน SPRC ให้บริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี แอลทีดี “เชฟรอน” และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ได้จดทะเบียนเป็น บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) “ปตท.” และรับโอนกิจการ สิทธิ หนี้ ความรับผิด สินทรัพย์ และพนักงานมาทั้งหมด ภายใต้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ต่อมาในปี 2543 SPRC ได้ขอขยายกำหนดเวลาการนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ โดยให้เหตุผลว่าเกิดภาวะวิกฤติเศรษฐกิจตกต่ำ บริษัทจึงประสบภาวะขาดทุนอย่างต่อเนื่อง ต่อมาได้มีการตราพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2545 และพระราชกฤษฎีกาโอนกิจการบริหารและอำนาจหน้าที่ของส่วนราชการให้เป็นไป ตามพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลให้สิทธิและหน้าที่ทั้งหลายภายใต้สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมและสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 1) ของกระทรวงอุตสาหกรรมได้โอนมาเป็นของกระทรวงพลังงาน
3. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2550 กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาด หลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ และกรรมการประกอบด้วยผู้แทน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน), ผู้แทน บริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี แอลทีดี, ผู้แทน SPRC ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ผู้แทนตลาดหลักทรัพย์ฯ และกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อทำหน้าที่ติดตามความก้าวหน้าและประสานงานกับ SPRC และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อผลักดันให้ SPRC ปฏิบัติให้เป็นไปตามสัญญา ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาอุปสรรคในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ เนื่องจากพบว่าข้อบังคับในสัญญาบางประการไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ในการเข้า จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ประกอบกับในสัญญามีเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทด้วยวิธีการอนุญาโตตุลาการ โดยคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2552 ได้มีมติเกี่ยวกับสัญญาทุกประเภทที่หน่วยงานของรัฐทำกับเอกชนในไทยหรือต่าง ประเทศไม่ว่าจะเป็นสัญญาทางการปกครองหรือไม่ ไม่ควรเขียนผูกมัดในสัญญาให้มอบข้อพิพาทให้ คณะอนุญาโตตุลาการเป็นผู้ชี้ขาด แต่หากมีปัญหาหรือความจำเป็นหรือเป็นข้อเรียกร้องของคู่สัญญาอีกฝ่าย ที่มิอาจหลีกเลี่ยงได้ ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติเป็นรายๆ ไป
4. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมโดย ให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่าง ปตท. และกลุ่มบริษัทเชฟรอน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ SPRC เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป ต่อมากระทรวงพลังงานได้เจรจากับ SPRC และได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการ โรงกลั่นปิโตรเลียม (ฉบับที่ 2) ลงวันที่ 26 ตุลาคม 2554 โดยแก้ไขในประเด็น ให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาท และ กำหนดระยะเวลาเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ เป็นอย่างช้าภายในไตรมาสที่ 1 ปี 2555 นอกจากนี้ ได้มีการแก้ไขในประเด็นปลีกย่อยอื่นๆ ได้แก่ การเปลี่ยนชื่อ “ผู้อนุญาต” เป็น “กระทรวงพลังงาน” การเปลี่ยนชื่อ “คาลเท็กซ์” เป็น “เชฟรอน” การเปลี่ยนชื่อ “การปิโตรเลียมฯ” เป็น “ปตท.” และให้โครงสร้างกรรมการบริษัทเป็นไปตามข้อบังคับของตลาดหลักทรัพย์ฯ
5. ปัจจุบันมีโรงกลั่นน้ำมันในประเทศทั้งหมด 6 แห่ง กำลังการกลั่นรวม 1,222 พันบาร์เรลต่อวัน ปตท. ถือหุ้น 5 แห่ง (กำลังการกลั่น 1,045 พันบาร์เรลต่อวัน) หรือคิดเป็นร้อยละ 86 ของกำลังการกลั่น ในประเทศ กระทรวงพลังงานมีนโยบายส่งเสริมการแข่งขันของธุรกิจการกลั่นน้ำมันโดยเสรี โดยให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นในกิจการโรงกลั่นน้ำมันในประเทศลง เพื่อเปิดโอกาสให้ประชาชนมีส่วนเป็นเจ้าของ ในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมัน แต่ในสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกำหนดให้ ปตท. ยังคง ถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 25 ของทุนจดทะเบียน ภายหลังจากการจำหน่ายหุ้นและนำหุ้นเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์ฯ หาก ปตท. ไม่ถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC สัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่นของ ปตท. จะลดลงจากร้อยละ 86 เป็นร้อยละ 73 และหากลดการถือหุ้นในโรงกลั่นบางจากเพิ่มขึ้น สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. จะลดลงเหลือร้อยละ 63 กระทรวงพลังงานได้แจ้งให้ ปตท. พิจารณาลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลง เพื่อให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจการกลั่นน้ำมันมากขึ้น และสอดคล้องกับนโยบายการปรับโครงสร้างพลังงาน กระทรวงพลังงานจึงได้มีการหารือร่วมกับ ปตท. เชฟรอน และ SPRC ในประเด็นการถือครองหุ้นข้างต้น ซึ่งทั้ง ปตท. และ เชฟรอน เห็นด้วยในหลักการดังกล่าว กระทรวงพลังงานและ SPRC จึงมีความเห็นร่วมกันให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น ปิโตรเลียม ใน 2 ประเด็นหลัก คือ (1) ไม่กำหนดอัตราส่วนการ ถือหุ้นของเชฟรอน และ ปตท. ภายหลังจากการกระจายหุ้น แต่กำหนดให้มีการจำหน่ายหุ้นของ SPRC ให้แก่ประชาชนอย่างน้อยร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และ (2) กำหนดระยะเวลาการจำหน่ายหุ้นให้แก่ประชาชนในโอกาสแรก (Initial Public Offering : IPO) และนำหลักทรัพย์ของบริษัทเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์ฯ ขึ้นใหม่ เป็นอย่างช้าภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญา แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ทั้งนี้ สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม”ระหว่างกระทรวงพลังงานกับ SPRC ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” และเห็นชอบมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการทำสัญญากับ SPRC (บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่งจำกัด (มหาชน)) และดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลง เพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และเห็นชอบให้กำหนดระยะเวลาให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญา แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า
กพช. ครั้งที่ 145 - วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2556 (ครั้งที่ 145)
วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
2.การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง)
3.แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
4.รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
9.รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
10.ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
11.ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
12.รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
14.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 โดยเห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556 และเห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
2. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2556 กบง. มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2556 และครั้งหลังสุด กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2556 และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบทั้ง ในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือ ตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถัง ขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
3. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน พิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล และกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือ ผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการสรุปได้ดังนี้
3.1 ฐานข้อมูล ได้รวบรวมฐานข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องและจำนวนผู้มีสิทธิ์ได้รับ การช่วยเหลือแยกตามประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) ครัวเรือนใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จำนวน 7,430,639 ครัวเรือน (2) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้าใช้ จำนวน 186,822 ครัวเรือน (3) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวน 168,529 ร้าน และ (4) ร้านค้าก๊าซ LPG จำนวน 35,877 ร้าน3.2 ระบบฐานข้อมูลกลาง แบ่งเป็น1) จัดทำระบบฐานข้อมูลกลางของผู้มีสิทธิ์ได้รับการชดเชย โดยจัดเรียงข้อมูลของผู้ได้รับสิทธิ์ จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กรมการพัฒนาชุมชน องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) และข้อมูลร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ร้านค้าปลีก) จากกรมธุรกิจพลังงาน ให้อยู่ในรูปแบบที่สามารถใช้งานได้บนฐานข้อมูลเดียวกัน2) กำหนดรหัสผู้มีสิทธิ์ ได้แก่ (1) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกรุงเทพฯ และปริมณฑล กำหนดรหัสโดยใช้รหัสเครื่องวัด 8 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าของ กฟน. (2) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในส่วนภูมิภาค กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 11 หลักหลัง ตามใบแจ้ง ค่าไฟฟ้าของ กฟภ. (3) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 9 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้า (4) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้า Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก (5) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก และ (6) ร้านค้าก๊าซ LPG Data Center กำหนดรหัสให้ 6 หลัก3.3 การแจ้งสิทธิ์ โดย กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ ได้แจ้งสิทธิ์ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วย ผ่านใบแจ้งค่าไฟฟ้าและหนังสือแจ้งสิทธิ์ ตั้งแต่วันที่ 14 มิถุนายน 2556 โดยดำเนินการต่อเนื่อง 3 เดือน ตั้งแต่เดือนมิถุนายนถึงสิงหาคม 2556 และเพื่อให้มีความพร้อมในการชี้แจงข้อสงสัย โดยใช้ศูนย์บริการร่วมของกระทรวงพลังงานเพื่อชี้แจงข้อสงสัยต่างๆ ในเบื้องต้น ที่หมายเลข 0-2140-70003.4 การลงทะเบียนเพิ่มเติม โดยกรมการค้าภายในได้จัดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมสำหรับร้านค้า หาบเร่ และแผงลอยอาหารที่ตกสำรวจ โดยขอขึ้นทะเบียนใหม่ได้ที่สำนักงานพาณิชย์จังหวัด สำนักงานการค้าภายในจังหวัด สำนักงานพัฒนาธุรกิจการค้าจังหวัด หรือพลังงานจังหวัดในพื้นที่ได้ตั้งแต่วันที่ 10 มิถุนายน 2556 สำหรับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ จะเปิดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมที่ อปท. เมื่อได้มีการส่งประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิ์ไปยัง อปท. แล้ว3.5 ระบบช่วยเหลือผ่านผู้ค้ามาตรา 7 โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และ ปตท. ได้หารือร่วมกับผู้ค้ามาตรา 7 สมาคมผู้ค้าก๊าซ LPG และ Service Provider สรุปได้ดังนี้ (1) ผู้ค้ามาตรา 7 ยินดีให้ความร่วมมือให้มีระบบการค้าก๊าซ LPG เพื่อให้ผู้ซื้อสามารถซื้อก๊าซ LPG ในราคาเดิมได้ โดยผู้ค้ามาตรา 7 แบ่งความรับผิดชอบการสำรองเงินจ่ายตามส่วนแบ่งการตลาด (2) ปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซ LPG ที่วางจำหน่ายมากกว่า 60 กิโลกรัม ประมาณ 35,877 ร้าน ซึ่งอยู่ในการควบคุมของ ธพ. เข้าร่วมโครงการ และ (3) กำหนดขั้นตอนการเข้าใช้สิทธิผ่านโทรศัพท์มือถือ3.6 การจัดทำแนวทางการป้องกันการทุจริต แบ่งเป็น 2 กรณี คือ (1) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG/ประชาชน แอบอ้างใช้สิทธิของผู้อื่น อาจมีความผิดฐานฉ้อโกงตามประมวลกฎหมายอาญามาตรา 341 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 3 ปี หรือปรับไม่เกิน 6,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ และ (2) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG ไม่นำออกจำหน่าย/ปฏิเสธการจำหน่าย อาจมีความผิดตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มาตรา 30 และมาตร 41 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 7 ปี หรือปรับไม่เกิน 140,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ3.7 การประชาสัมพันธ์ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ (1) การทำความเข้าใจกับทุกภาคส่วน (2) การเตรียมความพร้อมและติดตามตรวจสอบทุกระบบ โดยจะเริ่มดำเนินการก่อนการยืนยันสิทธิ์ และ (3) การทำความเข้าใจในการรับสิทธิ์ และการได้รับสิทธิ์3.8 การอบรมชี้แจงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย (1) การอบรมเตรียมความพร้อมให้กับวิทยากร (2) จัดทำคู่มือ เอกสารประกอบการอบรม และการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และ (3) การอบรมโรงบรรจุ ร้านค้าก๊าซรายย่อย และเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องการดำเนินการทั้งหมดคาดว่าจะแล้วเสร็จในต้นเดือนสิงหาคม 2556 จากนั้นจะต้องมีการทดสอบระบบและปรับปรุงระบบต่างๆ ให้สมบูรณ์ มีความพร้อมในการดำเนินการเพื่อรองรับการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ดังนั้น คาดว่าจะสามารถปรับราคาขายปลีกราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป
4. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน เมื่อคำนึงถึงผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทาง การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ การปรับราคาเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จะมีผลทำให้ราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนตุลาคม 2557
5.เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 กบง. ได้มีมติเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบ ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัม ต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม เนื่องจากครัวเรือนรายได้น้อยมีการใช้ถังหลายขนาด ได้แก่ 4, 7, 11, 11.5, 13.5 และ 15 กิโลกรัม หากกำหนดเงื่อนไขช่วยเหลือตามการ ใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน จะทำให้ผู้ใช้ถังขนาดตั้งแต่ 7 ถึง 15 กิโลกรัม ได้รับการช่วยเหลือเพียงบางส่วนเท่านั้น ดังนั้น จึงควรกำหนดการช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และให้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อให้ กพช. พิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ยกเลิก มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 (2) ขอความเห็นชอบแนวทางปรับราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) ขอความเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัม ต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาท ต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556
2. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม
3. เห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้(1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน(2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือนทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
เรื่องที่ 2 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งเห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ดังนี้
โดย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาก๊าซฯ (Pool Gas) อัตราค่าบริการสำหรับ การจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (TdZone 1+3) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ ในส่วน Commodity Charge (Tc) ทั้งนี้ ในส่วนของค่า S มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV และในส่วนค่าใช้จ่ายดำเนินการ ประกอบด้วย ต้นทุนค่าสถานีแม่ ต้นทุนค่าขนส่งและต้นทุนค่าสถานีลูก เป็นต้น
2. ในช่วงที่ผ่านมา รถบรรทุก รถโดยสาร รถตู้และรถอื่นๆ ได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV แทนการใช้น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจำนวนมาก ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ NGV ในภาคขนส่งเติบโตอย่างรวดเร็ว ส่งผลกระทบต่อจัดหาก๊าซ NGV และการขยายสถานีบริการ NGV ก่อให้เกิดความล่าช้าในการให้บริการ กระทรวงพลังงานได้หารือร่วมกับกลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งเพื่อหาแนวทางแก้ไข และได้มีความเห็นร่วมกันว่า กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งควรเข้ามาเป็นผู้ลงทุนและดำเนินการสถานี NGV รวมถึงการบริหารจัดการและขนส่งก๊าซ NGV โดยเป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อและนำก๊าซธรรมชาติที่ได้ไปใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในกลุ่มรถขนส่งของตนเอง ดังนั้น จึงควรพิจารณากำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งขึ้น
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง พบว่าการซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อเพื่อนำไปใช้สำหรับการขนส่งของกลุ่มผู้ ประกอบการขนส่งจะไม่มีต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการตามที่กำหนดไว้ในโครง สร้างราคาก๊าซ NGV เนื่องจากกลุ่มผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการในส่วนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ เอง แต่จะทำให้มีต้นทุนในส่วนการบริหารจัดการเพิ่มขึ้น ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วน ที่เพิ่มเติมมาจากแนวท่อส่งก๊าซหลัก ซึ่ง สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นร่วมกันว่าควรกำหนด ตัวแปรขึ้นคือ X ดังนั้น สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง จึงเป็นดังนี้
ภายหลังจากที่มีการประกาศใช้สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก แนวท่อสำหรับ ภาคขนส่งแล้ว ให้ตัวแปรต่างๆ สามารถปรับเปลี่ยนได้ดังนี้ (1) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติให้ปรับเปลี่ยนตามจริง และ (2) ให้ทบทวนค่าบริหารจัดการในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ปีละ 1 ครั้ง โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาในรายละเอียดต่อไป
4. สนพ. ได้ขอความเห็นจากสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งเคยเป็นผู้ศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้ สนพ. เมื่อปี 2555 โดยสถาบันวิจัยพลังงานฯ ได้มีความเห็นว่าโครงสร้างดังกล่าว มีความเหมาะสม เนื่องจากการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งจะมีต้นทุนเกิดขึ้น ในส่วนที่เป็นต้นทุนเนื้อก๊าซ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อและค่าบริหารจัดการเฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับการขาย ส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งเท่านั้น โดยอาจอนุโลมให้ใช้อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติเป็น ร้อยละ 1.75 ไปก่อน จนกว่าสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) จะทำการศึกษาอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV แล้วเสร็จ รวมทั้งเห็นด้วยกับกรอบแนวคิดการคำนวณค่าบริหารจัดการ ในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ซึ่งประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วนที่เพิ่มเติมจากแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลัก
5. เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรม สนพ. ควรเข้าไปตรวจสอบโดยต้องตรวจสอบความถูกต้องการแจกแจงปริมาณงาน (Task) ทั้งหมดที่เกิดขึ้นในการขายและบริหารจัดการของ “สถานีแม่-ลูก” และ “สถานี แนวท่อ” ของ ปตท. และกำหนดปริมาณงานส่วนที่จะต้องถูกนำมาคิดเป็นค่าใช้จ่าย หาก ปตท. ดำเนินการธุรกิจขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง โดยการกำหนดค่าใช้จ่ายฯ ในปีต่อๆ ไป ซึ่งอาจปรับค่าแต่ละปีให้เหมาะสมและสะท้อนสภาพเศรษฐกิจได้ตามดัชนีราคาผู้ บริโภค (Consumer Price Index; CPI) อีกทั้ง ควร คำนวณปรับค่าใช้จ่ายสำหรับปีฐานใหม่ตามรอบการประเมินที่เหมาะสม เช่น ทุกๆ 3 ปี หรือ 5 ปี เป็นต้น
6. การซื้อขายก๊าซธรรมชาติในรูปแบบดังกล่าว จะทำให้กลุ่มผู้ประกอบการขนส่งมีความยืดหยุ่น ในการบริหารจัดการระบบการเติมก๊าซ NGV ซึ่งทำให้การขนส่งสินค้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น ช่วยลดปัญหาการรอคิวเติมก๊าซ NGV ในสถานีบริการ NGV ที่ให้บริการแก่ประชาชนทั่วไปได้ ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งควรให้ใช้เพื่อการจำหน่ายเฉพาะภายใน กลุ่มของผู้ประกอบการที่มีการทำข้อตกลงซื้อขายกับ ผู้จำหน่ายก๊าซธรรมชาติทางท่อสำหรับนำไปใช้ในภาคขนส่งเท่านั้น ห้ามนำไปใช้ในการจำหน่ายให้กับรถยนต์ทั่วไป และ/หรือนำไปจำหน่ายหรือใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับภาคอื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาค่าบริหารจัดการใน การขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ที่เหมาะสมสำหรับนำไปใช้ในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2556 ได้มีมติรับทราบรายงานเหตุการณ์ ไฟฟ้าดับ 14 จังหวัดภาคใต้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2556 ตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) รายงาน และมอบหมายให้ พน. รับไปหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาหามาตรการป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้น ในอนาคต รวมทั้งแผนการเตรียมความพร้อมรองรับในกรณีฉุกเฉินและแผนป้องกันปัญหาระยะยาว เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง (Blackout) ขึ้นอีก ซึ่งผลการหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีความเห็นว่าเหตุการณ์ครั้งนี้ เป็นเหตุสุดวิสัยซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของ กฟผ. และ กฟผ. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุการณ์ตามคู่มือปฏิบัติที่กำหนดไว้ทุกขั้นตอนแล้ว รวมทั้งได้เสนอมาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้นและระยะยาว และรายงานให้ พน. ทราบ
2. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2556 พน. ได้มีการแถลงผลการหารือต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและสื่อมวลชน ดังนี้
2.1 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้น ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ร่วมกันทบทวน ศึกษาการตั้งค่าและปรับปรุง Scheme การทำงานของอุปกรณ์ Under Frequency Relay รวมทั้งหาวิธีการตรวจสอบอุปกรณ์ Under Frequency Relay ซึ่งติดตั้งตามสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. และ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ แล้วนำเสนอแผนต่อ สกพ. เพื่อทราบ (2) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนและฝึกซ้อมการปฏิบัติการควบคุมระบบไฟฟ้าในสภาวะวิกฤตร่วมกับ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ เพื่อป้องกันมิให้เกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง (Blackout) (3) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการกู้ระบบไฟฟ้ากลับคืน (Blackout Restoration) และฝึกซ้อมอย่างสม่ำเสมอ เพื่อช่วยลดระยะเวลาการเกิดไฟฟ้าดับ (4) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งไฟฟ้า และโรงไฟฟ้าในภาคใต้ ให้สอดคล้องกันและไม่กระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองบนสมมติฐาน ที่ไม่พึ่งพาไฟฟ้าระบบ HVDC จากประเทศมาเลเซียเป็นหลัก (ให้ถือเป็น Non-Firm) และ (5) ให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องกำหนดหลักปฏิบัติเพื่อรองรับสถานการณ์กรณีมีความจำเป็นที่จะ ต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษา ความมั่งคงของระบบไฟฟ้าและไม่ให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง2.2 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะยาว ดังนี้ (1) การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้ ควรพิจารณาให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าในภาคใต้สามารถพึ่งพาตนเองได้ (2) ภาคใต้เป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญในด้านการเศรษฐกิจและการท่องเที่ยว ทำให้มีอัตราความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ กฟผ. เร่งดำเนินการจัดทำโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี และ/หรือ 230 เควี เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคใต้ และ (3) ให้ทบทวนภาพรวมการวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้งประเทศ หากพิจารณาว่าจุดใดเป็นจุดที่มีความเสี่ยงและมีความสำคัญต่อประเทศ ให้เพิ่มระดับความมั่นคง ในบริเวณนั้น เพื่อป้องกันความเสี่ยงที่อาจจะทำให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้างขึ้นอีกใน อนาคต
3. ระบบไฟฟ้าภาคใต้จำเป็นต้องพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มโดยการส่งไฟฟ้าจากภาคกลาง ประมาณ 650 เมกะวัตต์ และมีไฟฟ้าสำรองจากประเทศมาเลเซียอีกประมาณ 300 เมกะวัตต์ รวมทั้งกรณีฉุกเฉินจะสามารถเพิ่มการส่งไฟฟ้าจากภาคกลางได้อีก 550 เมกะวัตต์ เนื่องจาก (1) ภาคใต้มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 2,423.8 เมกะวัตต์ (เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2556 เวลา 19.30 น.) ขณะที่มีกำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่มี 2,115.7 เมกะวัตต์ (2) มีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในพื้นที่เพียง 2 แห่ง ที่สามารถจ่ายไฟฟ้าแบบจ่ายไฟต่อเนื่อง (Base Load Plant) คือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะ (710 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ขนอม (748 เมกะวัตต์) ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (3) โรงไฟฟ้าภาคใต้บางส่วนต้องเดินเครื่องไม่ถึง ค่าพิกัดสูงสุด เพื่อรักษาค่าความมั่นคงของระบบ และ (4) ระบบสายส่งเชื่อมโยงไฟฟ้าระหว่างภาคกลาง-ภาคใต้ ปัจจุบันมีโอกาสที่จะเกิดความไม่มั่นคง จึงจำเป็นต้องปรับปรุงเพื่อรักษามาตรฐานความมั่นคงระบบส่งไฟฟ้า ในปัจจุบัน ทั้งนี้ หากเกิดความขัดข้องของระบบส่งไฟฟ้าจากภาคกลางหรือจากประเทศมาเลเซีย หรือโรงไฟฟ้า มีความจำเป็นต้องหยุดซ่อมบำรุงหรือเกิดเหตุฉุกเฉิน อาจทำให้พื้นที่ภาคใต้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง
4. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าเข้าระบบในภาคใต้ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในภาคใต้ที่เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณปีละร้อยละ 6 ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP2010 Rev.3) ดังนี้ (1) ปี 2557 โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 782 เมกะวัตต์ (2) ปี 2559 โรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 900 เมกะวัตต์ (ทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม) (3) ปี 2562 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด (กระบี่) ขนาด 800 เมกะวัตต์ และ (4) ปี 2565 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดขนาด 800 เมกะวัตต์ ซึ่งกรณีที่มีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 จำเป็นต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ทุกวัน โดยมีความต้องการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 51 ล้านลิตรต่อเดือน แต่ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเตา มีข้อจำกัดทำให้ไม่สามารถขนส่งได้ตามความต้องการ ส่งผลให้ไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้เต็มกำลัง ดังนั้น การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ต้องคำนึงถึงความมั่นคงและความเชื่อถือ ได้ของระบบไฟฟ้า ในการพร้อมจ่ายทุกช่วงเวลา จึงต้องพิจารณาให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้า ในภาคใต้มีความมั่นคงและสามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติและรองรับภาวะฉุก เฉินต่างๆ
5. แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคง สามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติ และรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการเร่งด่วน ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ เต็มกำลังการผลิต และ (2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงและเพียงพอของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
(1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต(2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนร้อย ละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตาทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศและแผนพัฒนา พลังงานทดแทน 15 ปี และคำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม รวมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012-2021) โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 เมกะวัตต์
3. คณะกรรมการบริหารฯ ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 ถึงปัจจุบัน โดยได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดวันเริ่มต้น ซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 227 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,523.44 เมกะวัตต์ (2) เห็นควรให้ตอบรับพร้อมลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 58 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 674.2 เมกะวัตต์ (3) เห็นควรให้ลงนามในสัญญา จำนวน 209 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,214.22 เมกะวัตต์ และ (4) โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเกินระยะที่กำหนดไว้ตาม ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ยกเลิกสัญญา ซึ่งปัจจุบันการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ยกเลิกสัญญากับผู้ประกอบการแล้ว 317 ราย รวมปริมาณพลังงานไฟฟ้าทั้งสิ้น 1,470.72 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) สรุปได้ดังนี้
4. ปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.1 ปัญหา : ปริมาณความต้องการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้ามากกว่าเป้าหมาย AEDP ส่งผลให้มีคำร้องอยู่ระหว่างยื่นขอเสนอขายไฟฟ้าเป็นจำนวนมาก โดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ กพช. จึงได้มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ตั้งแต่วัน ที่ 28 มิถุนายน 2553 แต่ทั้งนี้พบว่ามีโครงการพลังงานหมุนเวียนที่มีข้อผูกพันภายใต้การส่งเสริม ด้วยมาตรการ Adder กับการไฟฟ้า ซึ่งมีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งเป็นไปตามเป้าหมายในแผน AEDP แล้ว 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงาน ชีวมวล และพลังงานขยะ ส่งผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ไม่สามารถตอบรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวเพิ่มเติมได้ อีกทั้งยังมีผู้ประกอบการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าเพิ่มเติมมายังการไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่งอย่างต่อเนื่อง โดยยัง ไม่สามารถหยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าได้ หากยังไม่มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจาก กพช.ข้อเสนอแนะ : ปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตาม AEDP ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและพบว่าพลังงานหมุนเวียนบางประเภทมี ศักยภาพมากเกินกว่าแผน AEDP ที่ได้กำหนดไว้ และรัฐบาลยังมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ เพิ่มเติมจากที่ได้กำหนดไว้ในแผน AEDP จึงเห็นควรให้ พพ. ศึกษาและปรับปรุงเป้าหมาย AEDP เพื่อนำเสนอ กพช. เห็นชอบต่อไป และเห็นควรให้ พพ. ร่วมกับ สนพ. กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผน PDP2010 Rev.3 และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป4.2 ปัญหา : การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องตามแผน PDP ซึ่งปัจจุบันภาครัฐไม่มีการประกาศปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นรายปีอย่างชัดเจน ทำให้ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงไม่สอดคล้องกับแผน PDP และทำให้ภาครัฐไม่สามารถวางแผนการสร้างระบบส่งเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้ รวมทั้งส่งผลให้ยากต่อการควบคุมผลกระทบค่าไฟฟ้าข้อเสนอแนะ : กำหนดปริมาณรับซื้อและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในแต่ละปีให้ชัดเจน โดย พพ. ร่วมกับ สนพ. เป็นผู้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีและกำหนดวัน เริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และสามารถประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้สอดคล้องกับการลงทุนที่เกิดขึ้นจริง และเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกและเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามเป้าหมาย AEDP พร้อมทั้งรายงานผลให้ พน. ทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป4.3 ปัญหา : ระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนบริเวณพื้นที่ภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ เฉพาะโครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและมีกำหนด SCOD แล้วในภาคตะวันออกเฉียงเหนือตั้งแต่ปัจจุบันจนถึงปี 2558 (ไม่รวมโครงการ Solar Thermal) รวมทั้งสิ้น 1,111.41 เมกะวัตต์ เนื่องจากระบบส่งของ กฟผ. ไม่เพียงพอต่อการรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าดังกล่าว จึงต้องรอจนกว่า กฟผ. จะก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าใหม่ให้แล้วเสร็จในปี 2560 ทำให้ไม่สามารถพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทุกโครงการในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือได้ ถึงแม้ว่าเป้าหมายการรับซื้อตามแผนในบางประเภทเชื้อเพลิงจะยังสามารถรับซื้อ เพิ่มเติมได้ เช่น พลังงานก๊าซชีวภาพข้อเสนอแนะ : แก้ไขปัญหาระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดัง กล่าวอย่างเร่งด่วน โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่ลงนามในสัญญา (PPA) แล้ว และหากมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมควรกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ให้สอดคล้องกับศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. รวมทั้งเห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป4.4 ปัญหา : ความล่าช้าในการออกใบอนุญาตต่างๆ มีสาเหตุบางส่วนจากผู้พัฒนาโครงการยังไม่ได้รับใบอนุญาต รง.4 จาก กกพ. เนื่องจากยังไม่ได้รับความเห็นประกอบการพิจารณาจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการไม่ได้รับอนุญาตให้มีการเชื่อมโยงระบบกับการไฟฟ้า และไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ที่มีกับการไฟฟ้าตามสัญญา จึงทำให้ผู้ประกอบการต้องขอขยาย SCOD ออกไป และไม่มีความชัดเจนในระยะเวลาที่จะได้รับใบอนุญาต รง.4 จากความล่าช้าดังกล่าว ผู้พัฒนาโครงการที่เลยกำหนด SCOD อาจต้องถูกยกเลิกสัญญาตามมติ กกพ. วันที่ 4 มีนาคม 2553 ส่งผลให้เกิดความเสียหายทางธุรกิจกับผู้พัฒนาโครงการ เกิดการร้องเรียนของผู้พัฒนาโครงการอย่างต่อเนื่องมายังคณะกรรมการบริหารฯ ซึ่งมีข้อเสนอแนะ คือ มอบหมายให้ กกพ. เร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี ให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ และกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิงด้วย โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ความสามารถในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ตามศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือก รวมถึงการเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามเป้าหมายตามแผนพัฒนา พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25 % ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) (AEDP 2012-2021) และรายงานผลให้กระทรวงพลังงานทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป
4. เห็นชอบให้ กฟผ. ร่วมกับ กกพ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วอย่างเร่งด่วนและรายงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป
6. เห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการเร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012-2021) โดยมีเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกให้ได้ 25% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศภายในปี 2564 ต่อมาเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ การบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) เพื่อเป็นกรอบในการจัดสรรงบประมาณประจำปี 2557 โดยรัฐบาลได้กำหนดทิศทางการขับเคลื่อนหลักใน 3 ยุทธศาสตร์ ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ (Growth and Competitiveness) (2) ยุทธศาสตร์สร้างโอกาสบนความเสมอภาคและเท่าเทียมกันในสังคม (Inclusive Growth) และ (3) ยุทธศาสตร์การเติบโตบนคุณภาพชีวิตที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Growth)
2. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดทิศทางนโยบายในการขับเคลื่อนการพัฒนาพลังงานให้สอดคล้องกับ ยุทธศาสตร์ประเทศ โดยมีแนวทางนโยบายสำคัญ 7 ข้อ ได้แก่ (1) นโยบาย Energy Bridge เพื่อเชื่อมโยงการค้าน้ำมันจากฝั่งทะเลอันดามัน มายังฝั่งอ่าวไทย ให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการขนส่งน้ำมันของภูมิภาค (2) นโยบายกำหนดราคาน้ำมันเท่ากันทั่วประเทศ (3) นโยบายสำรองเชื้อเพลิงเชิงยุทธศาสตร์ (4) การพัฒนาวิสาหกิจพลังงานทดแทนในชุมชน การผลิตพลังงานจากหญ้าเนเปียร์ สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน เป็นการพัฒนาพลังงานทดแทน (5) การพัฒนาต่อยอดอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องจากภาคเกษตรเพื่อสร้าง New Growth สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับสินค้าภาคเกษตร (6) ด้านอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ และ (7) เรื่องการกำกับราคาพลังงาน ปรับโครงสร้างราคาพลังงานให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3. พพ. ได้ดำเนินการปรับค่าเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ (1) ลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศ (2) เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ (3) เสริมสร้างการใช้พลังงานทดแทนในระดับชุมชนในรูปแบบชุมชนพลังงานสีเขียว (4) สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และ (5) วิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนของไทย ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้ารวมอยู่ที่ 10,628 เมกะวัตต์ โดยเป้าหมายตามแผนมีจำนวนรวม 9,201 เมกะวัตต์ สำหรับสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตความร้อน ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อยู่ที่ 2,990.10 ktoe จากเป้าหมายรวม 9,335 ktoe และสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง ได้แก่ เอทานอล ไบโอดีเซล (B10) และเชื้อเพลิงใหม่ (BHD) อยู่ที่ 1,609.79 ktoe จากเป้าหมายรวม 12,191.42 ktoe
4. การปรับค่าเป้าหมายตาม AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy ดังนี้
4.1 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตไฟฟ้า
(1) พลังงานลม เป้าหมายเดิม 1,200 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 1,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 600 เมกะวัตต์ โดยผลการศึกษาพบว่าในจังหวัดเพชรบูรณ์ กาญจนบุรี ระนอง สุราษฎร์ธานี พัทลุง สงขลา และยะลา มีศักยภาพสามารถติดตั้งกังหันลมผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ และมีข้อมูลจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) พบว่ามีผู้สนใจขอรับการส่งเสริมการลงทุนพัฒนาพลังงานลมเพิ่มเติมอีกมากกว่า 900 เมกะวัตต์(2) พลังงานแสงอาทิตย์ เป้าหมายเดิม 2,000 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 3,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ โดย พน. มีแผนงานส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ บนหลังคาอาคาร (Solar PV Rooftop) โดยมีเป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์(3) พลังงานน้ำ เป้าหมายเดิม 1,608 เมกะวัตต์ (โครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ 1,284 เมกะวัตต์ และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์) เป้าหมายใหม่ ลดลงเหลือ 324 เมกะวัตต์ เนื่องจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ (Pump storage) ไม่ก่อให้เกิดการผลิตพลังงาน ที่เป็นพลังงานทดแทนสุทธิ ดังนั้น จึงเห็นควรกำหนดเป้าหมายการใช้พลังน้ำผลิตไฟฟ้าเฉพาะโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ ขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์(4) พลังงานชีวมวล เป้าหมายเดิม 3,630 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 4,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,170 เมกะวัตต์ เนื่องจากปัจจุบันมีผู้ประกอบการเสนอขอรับการสนับสนุนจากภาครัฐในการตั้งโรง ไฟฟ้า ชีวมวลชุมชนขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 200 โรง รวมกำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ โดยใช้เชื้อเพลิงจากเศษไม้ยางพารา และขอรับการสนับสนุนในรูปอัตราค่าไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) และสำหรับโรงไฟฟ้าจากชีวมวลเดิม โดยเฉพาะโรงงานน้ำตาล พบว่าการปรับปรุงประสิทธิภาพกระบวนการผลิตของโรงงานสามารถเพิ่มกำลังการผลิต ไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์(5) ก๊าซชีวภาพ เป้าหมายเดิม 600 เมกะวัตต์ (จากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์) เป้าหมายใหม่ 3,600 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 3,000 เมกะวัตต์ (จากพืชพลังงาน) ซึ่งในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินโครงการศึกษา วิจัย ต้นแบบวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน (ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน) ซึ่งมีเป้าหมายจัดตั้งต้นแบบโรงงานผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ ขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 12 โรง กระจายตามภูมิภาคต่างๆ เพื่อเป็นต้นแบบในการขยายผลตามเป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์(6) พลังงานจากขยะ จากเป้าหมายเดิม 160 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 400 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 240 เมกะวัตต์ ซึ่ง พน. มีนโยบายส่งเสริมสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาด โดยส่งเสริมให้องค์การบริหารส่วนท้องถิ่น (อบท.) นำขยะมาผลิตพลังงาน(7) พลังงานรูปแบบใหม่ จากเป้าหมายเดิม ได้กำหนดให้ศึกษาพัฒนานำพลังงานรูปแบบใหม่ ได้แก่ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (1 เมกะวัตต์) พลังงานคลื่นหรือกระแสน้ำ และไฮโดรเจน (2 เมกะวัตต์) มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งการดำเนินการส่วนใหญ่จะเป็นงานศึกษาวิจัยและจัดทำต้นแบบ จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมของพลังงานรูปแบบใหม่ไว้ที่ 3 เมกะวัตต์4.2 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
(1) พลังงานแสงอาทิตย์ มีการส่งเสริมการติดตั้งระบบน้ำร้อน/น้ำเย็นแสงอาทิตย์ พัฒนาระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ระดับครัวเรือนที่มีต้นทุนต่ำ พัฒนากลไกภาคบังคับ และส่งเสริมระบบอบแห้งแสงอาทิตย์สำหรับธุรกิจขนาดกลางและขนาดย่อม (SME) ปัจจุบันได้ส่งเสริมนำร่องในอาคารภาครัฐ มีการใช้พลังงานแสงอาทิตย์เพื่อผลิตความร้อน 4.10 ktoe จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมไว้ที่ 100 ktoe(2) พลังงานชีวมวล ส่งเสริมการผลิตและการใช้ Biomass pellets และส่งเสริมระบบผลิตพลังงานความร้อนร่วม ปัจจุบันมีการตั้งโรงงานผลิต Wood pellets ในหลายพื้นที่ มีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินมาใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Wood pellets) ในโรงงานอุตสาหกรรมบางแห่ง ทำให้มีการใช้ชีวมวลเพื่อการผลิตความร้อน 2,688 ktoe และยังมีเศษชีวมวลประเภทเปลือกไม้ยูคาลิปตัส ขี้เลื่อยที่ยังไม่ได้ใช้งานอีกมาก จึงเห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 8,500 ktoe(3) ก๊าซชีวภาพ มีการผลิตก๊าซชีวภาพจากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์เพื่อผลิตความร้อนรวม 253 ktoe เห็นควรคงเป้าหมายเท่าเดิมที่ 1,000 ktoe(4) ขยะ ส่งเสริมให้นำเศษขยะในท้องถิ่นมาผลิต RDF (Refuse Derived Fuel) จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตปูนซีเมนต์ ซึ่งปัจจุบันมีการใช้ขยะเพื่อการผลิตความร้อนรวม 45 ktoe เห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นจากเป้าหมายเดิม 35 ktoe เป็น 200 ktoe4.3 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
(1) เอทานอล ปัจจุบันมีการใช้เอทานอล 2.59 ล้านลิตรต่อวัน จากเป้าหมายในปี 2564 จะมีการใช้เอทานอล 9 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งเป็นเป้าหมายที่เหมาะสม จึงเห็นควรคงเป้าหมายไว้คงเดิม(2) ไบโอดีเซล ปัจจุบันมีการใช้ไบโอดีเซล (B5) 2.88 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2564 มีเป้าหมาย การส่งเสริมให้ใช้ B10 คาดว่าจะมีการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2564 ประมาณ 72 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น จึงเห็นควรปรับเป้าหมายไบโอดีเซลจากเดิม 5.97 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 7.2 ล้านลิตรต่อวัน(3) เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล ปัจจุบันมีแผนการวิจัยและพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล คือ BHD (Bio-Hydrogenated Diesel) ที่สามารถผลิตใช้ในเชิงพาณิชย์ โดยมีแผนการลงทุนที่จะผลิต BHD จากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ดังนั้น เห็นควรปรับลดเป้าหมายลงจากเดิม 25 ล้านลิตรต่อวัน เหลือ 3 ล้านลิตร ต่อวัน ในปี 2564 เพื่อให้เหมาะสมกับสถานะการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพใน ปัจจุบัน(4) ก๊าซชีวภาพอัด (CBG) มีการส่งเสริมโครงการ CBG (Compressed Bio-Methane Gas) เพื่อใช้แทนก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (NGV) ในพื้นที่ที่อยู่ห่างจากท่อส่งก๊าซ ปัจจุบันมีการผลิตก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตเป็น CBG จำหน่ายให้ ปตท. โดยมีโครงการต้นแบบอยู่ที่อำเภอแม่แตง จังหวัดเชียงใหม่ ผลิตก๊าซชีวภาพอัดได้วันละ 6 ตัน ซึ่งมีแผนงานดำเนินการจำนวน 200 แห่ง ดังนั้น เห็นควรตั้งเป้าหมายการผลิตก๊าซชีวภาพ ในภาคขนส่ง 1,200 ตันต่อวัน4.4 สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับค่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ตามแผนการบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป ดังนี้
2. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
3. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
4. สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม พร้อมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Rooftop โดยเชิญผู้แทนจาก พพ. ร่วมดำเนินการ และให้นำเสนอสมมติฐานต่างๆ ให้คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. และ พพ. ได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย (Solar PV Rooftop) เพื่อส่งเสริมระบบผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์บนหลังคาทดแทนโรงไฟฟ้าประเภท Peaking Plant ลดการลงทุนภาครัฐ ทำให้เกิดการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดการใช้ไฟฟ้า ณ Load Center ซึ่งเป็นการสร้างความมั่งคงในด้านการจัดหาพลังงาน
3. คณะกรรมการบริหารฯ เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2556 ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีรายละเอียดผลการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าฯ ดังนี้
3.1 การจัดแบ่งกลุ่มโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา โดยอ้างอิงจากการจัดส่วนแบ่งทางการตลาดของผู้ประกอบการในต่างประเทศ โดยดำเนินการกำหนดขนาดการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา(Solar PV Rooftop) แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 kWp (2) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ที่มีขนาดน้อยกว่า 250 kWp และ (3) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง – ใหญ่/โรงงาน ที่มีขนาดน้อยกว่า 1 MWp3.2 ข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการ พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการ ตามที่ได้รับจาก พพ. ซึ่งสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งในแต่ละประเภทได้ ดังนี้
3.3 สมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาที่อยู่ อาศัย (Solar PV Rooftop) ที่เหมาะสม ดังนี้
3.4 ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคารูปแบบ Feed-in Tariff สรุปการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี สรุปได้ดังนี้
3.5 ผลกระทบค่า Ft สูงสุดจากโครงการ 200 เมกะวัตต์ เท่ากับ 0.51 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
2. เห็นชอบอัตรา FiT สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย(2) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย(3) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250-1,000 kWp อัตรา FiT 6.16 บาทต่อหน่วย
3. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้ง บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในปี 2556 รวมกำลังผลิตติดตั้ง 200 MWp แบ่งเป็น
(1) บ้านอยู่อาศัย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWp(2) อาคารธุรกิจขนาดเล็กและอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWpโดยให้มีการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตลอดจนหลักเกณฑ์ และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม โดยมอบหมายให้ กกพ.พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้น จากโครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ พร้อมนี้ให้จัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service ในส่วนของใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เช่น ใบอนุญาตก่อสร้าง ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ใบอนุญาตพลังงานควบคุม เป็นต้น ทั้งนี้ ในการจัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service นั้น ให้เป็นไปตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายลดหย่อนค่าธรรมเนียมการเชื่อมโยงโครงข่ายและอุปกรณ์ ที่เกี่ยวข้องสำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปกำหนดอัตราการลดหย่อนค่าเชื่อมโยง ที่เหมาะสมต่อไป
6. เห็นชอบให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงพลังงานหารือในรายละเอียดเกี่ยวกับ มาตรการสนับสนุนทางภาษี สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ต่อไป
เรื่องที่ 7 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายมุ่งเน้นการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานให้ สามารถสร้างรายได้ให้ประเทศ เป็นอุตสาหกรรมเชิงยุทธศาสตร์ เพิ่มการลงทุน ในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาเป็นศูนย์กลางเป็นธุรกิจพลังงานของ ภูมิภาคโดยใช้ความได้เปรียบ เชิงภูมิยุทธศาสตร์ ให้สอดคล้องกับแนวทางนโยบายด้านเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นในการสร้างรายได้ โดยการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานปิโตรเลียม และพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ รวมทั้งสร้างการจ้างงานให้แก่ประเทศถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่
2. พน.ได้มีนโยบายในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในระดับชุมชนเพื่อ ส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตพลังงานทดแทนในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation : DG) เป็นการสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ซึ่งเป็นโครงการที่เน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ในชุมชนมาใช้ ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดำเนินการโดย พพ. และ พน. มีแนวคิดที่จะส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โดยจัดทำโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน ที่มุ่งเน้นให้เกิดการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และก่อให้เกิดการสร้าง งาน การกระจายรายได้ในชุมชน
3. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ชุมชน ซึ่งมีแนวทางการดำเนินงานดังนี้
3.1 พน. ร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) จัดทำโครงการฯ โดย พน. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ โดยพิจารณาความเหมาะสมในเชิงพื้นที่ตั้งจากศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับ ความสามารถในการรองรับของระบบสายส่ง และได้กำหนดเป้าหมายในการดำเนินโครงการฯ คือ (1) ส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Solar PV Ground Mount เพื่อผลิตไฟฟ้าปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 800 เมกะวัตต์ (MWp) และ (2) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ขนาดโครงการละ 1 เมกะวัตต์ (MWp) มีเป้าหมายรวม 800 เมกะวัตต์3.2 โครงการฯ ขนาด 1 เมกะวัตต์ มีมูลค่าการลงทุนรวม 58 - 60 ล้านบาท โครงการฯ ทั้งหมด 800 เมกะวัตต์ มีเงินลงทุนรวมประมาณ 48,000 ล้านบาท สามารถขอรับเงินกู้จากสถาบันการเงินของรัฐในสัดส่วนร้อยละ 100 (ธนาคารออมสินหรือธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร)3.3 การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ มีแนวคิดและสมมติฐานดังนี้3.3.1 แนวคิดในการกำหนดผลตอบแทนการลงทุน (1) โครงการฯ สามารถลดภาระเงินกู้ได้ภายใน 3 ปีแรก (2) โครงการฯ มีกระแสเงินสดเพียงพอในการชำระคืนเงินกู้ตลอดระยะเวลาการกู้ 10 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ ในช่วงปีที่ 10 เป็นต้นไป จะมีค่าใกล้เคียงกับค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยของประเทศที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (Parity to Public Grid) เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานสะอาดและไม่เป็นภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในระยะยาวdd>3.3.2 สมมติฐานด้านเทคนิคและการเงินในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษของโครงการฯ (1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1 MWp (Ground Mount) (2) เงินลงทุนระบบรวม 58-60 ล้านบาท (3) ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ร้อยละ 1.3 (4) ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 15 (5) อัตราการเสื่อมสภาพของแผงโซล่าร์ร้อยละ 0.5 ต่อปี (6) อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.50 (7) ระยะเวลาการกู้ (Debt term) 10 ปี (8) การขอรับ BOI ปีที่ 1-8 ยกเว้นภาษีร้อยละ 30 ปีที่ 9-13 เสียภาษีร้อยละ 15 และ (9) ระยะเวลาการสนับสนุนโครงการฯ 25 ปี3.3.3 ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ (1) ในช่วงปีที่ 1-3 กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ในอัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ Adder อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน) พบว่าโครงการฯ จะมีกระแสเงินสดเพียงพอ ในการชำระคืนเงินกู้ได้อย่างมีนัยสำคัญ และให้การสนับสนุนในรูปแบบ FiT 6.50 บาทต่อหน่วย ในช่วงปีที่ 4-10 จะทำให้โครงการฯ มีรายได้รับเฉลี่ยประมาณ 2.0 ล้านบาทต่อปี และ (2) ช่วงปีที่ 11-25 กำหนดอัตรา รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นช่วงที่โครงการฯ หมดภาระหนี้สินกับทางสถาบันการเงินเรียบร้อยแล้ว จะทำให้โครงการฯ มีกระแสเงินสดรับเฉลี่ย 4.0 ล้านบาทต่อปี3.3.4 สรุปผลการวิเคราะห์ ได้ดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ ปีที่ 1-3 FiT ที่อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย ปีที่ 4-10 FiT ที่อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย และปีที่ 11-25 FiT ที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) ผลตอบแทนของโครงการฯ Project IRR ร้อยละ 12.1 โดยกำหนดระยะเวลาคืนทุน 7 ปี และDSCR (Debt Service Coverage ratio) หรือความสามารถในการชำระหนี้กำหนดให้ไม่ต่ำกว่า 1.2 และ (3) ผลตอบแทนในรูปกระแสเงินสด ดังตาราง
3.4 ขั้นตอนการดำเนินโครงการฯ มอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการฯ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผล การคัดเลือกให้ กพช. ทราบ3.5 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินโครงการฯ มีดังนี้ (1) เกิดการกระจายรายได้สู่ชุมชน คิดเป็นรายได้รวมสุทธิรวม 63,598 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการฯ 25 ปี (2) ส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด ในประเทศในรูปแบบระบบผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ โดยมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์รวม 26,280 ล้านหน่วย ตลอดอายุโครงการ 25 ปี หรือคิดเป็น 32.85 ล้านหน่วยต่อ 1 เมกะวัตต์ และ (3) สร้างการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าระดับชุมชมและลดกระแสการต่อต้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าตลอดจนลดภาระการลงทุน จากภาครัฐ3.6 กำหนดให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557 และผลกระทบค่า Ft สูงสุด ในการดำเนินโครงการฯ 800 เมกะวัตต์ เท่ากับ 3.63 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก กฟผ. ของ กฟน. และ กฟภ. เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก “โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” โดยมีเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งรวม 800 MWp
2. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับ “โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” ในอัตราพิเศษดังนี้
(1) ปีที่ 1 - 3 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย(2) ปีที่ 4 - 10 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย(3) ปีที่ 11 - 25 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วยโดยให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่ง ชาติ (สทบ.) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ตามแนวทางการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงดำเนินการคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการโดย คำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผลการคัดเลือกให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
5. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ต่อไป โดยให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.09 และ 95.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัจจัยสภาพเศรษฐกิจของยุโรปที่ดีขึ้น รวมทั้งธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) มีมติให้คงอัตราดอกเบี้ยระยะสั้นจนกว่าอัตราการว่างงานจะลดลง และจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของชาติตะวันตกส่งผลให้เกิดความกังวลต่ออุปทาน น้ำมันดิบ ประกอบกับจีนมีการนำเข้าน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 7 จากปีก่อน และในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 101.68 และ 91.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ปรับลดคาดการณ์การขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกในปี 2556 และปี 2557 ลงมาอยู่ที่ร้อยละ 3.3 และ 4.0 ตามลำดับ รวมทั้งแหล่งผลิตน้ำมันดิบในทะเลเหนือได้กลับมาดำเนินการผลิตทำให้คลายความ กังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.32 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจาก IMF ปรับลดคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของจีนในปี 2556 ลงจากร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 7.75 ส่วนน้ำมันดิบเวสต์เท็กซัสในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 95.74 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากการที่ตลาดเชื่อมั่นว่าธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) จะยังดำเนินนโยบายผ่อนคลายเชิงปริมาณ (QE) เพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ หลังจาก GDP ของสหรัฐอเมริกาในไตรมาส 1 ขยายตัวต่ำกว่าที่คาดการณ์
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 122.98, 129.78 และ 132.75 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา จากความกังวลต่ออุปทานตึงตัว หลังจาก Hess Corp. ประกาศขายโรงกลั่นซึ่งตั้งอยู่บริเวณรัฐนิวเจอร์ซีย์ และจากการนำเข้าที่เพิ่มขึ้นของประเทศแถบตะวันออกกลางและเวียดนาม ส่วนในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 113.95, 110.77 และ 116.77 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุปสงค์ในอินโดนีเซียลดลง และจีนมีการกลั่นในประเทศเพิ่มขึ้นทำให้มีการส่งออกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 117.85, 114.75 และ 119.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นของอินเดีย ศรีลังกาและอินโดนีเซีย ขณะที่โรงกลั่นของไต้หวันลดการส่งออกในเดือนมิถุนายน อีกทั้งมีความต้องการจากเวียดนามและมาเลเซียประกอบกับความต้องการน้ำมันที่ ปรับตัวสูงขึ้นจากอินโดนีเซียเนื่องจากเกิดการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติทำให้ต้อง ใช้น้ำมันในการผลิตไฟฟ้าแทน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับการไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและ ค่าโดยสาร กบง. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 – 30 มิถุนายน 2556 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 ของน้ำมันเบนซิน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 9.70, 3.50, -0.90, -11.40, 1.40 และ 2.10 บาทต่อลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ และราคาน้ำมันตลาดโลกที่เปลี่ยนแปลง ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 อยู่ที่ระดับ 46.35, 38.83, 33.88, 22.78, 36.38 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ได้ตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ถึงเดือนมิถุนายน 2556 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ส่วนราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการปรับราคาตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ทำให้ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมอยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม ในส่วนการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 – มิถุนายน 2556 ได้มีการชดเชยการนำเข้าเป็นเงิน 112,782 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 ถึงมิถุนายน 2556 เป็นเงินประมาณ 30,112 ล้านบาท
5. สถานการณ์การผลิตเอทานอล มีผู้ผลิตเอทานอล 21 ราย กำลังการผลิตรวม 4.02 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 19 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 2.38 ล้านลิตรต่อวัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 21.39, 23.59, 23.36, 23.12, 26.19 และ 23.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน 12 ราย กำลังการผลิตรวม 4.95 ล้านลิตรต่อวัน การผลิตจริงอยู่ที่ประมาณ 2.47 ล้านลิตรต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 28.64, 28.77, 28.48, 27.89, 26.00 และ 28.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 มีทรัพย์สินรวม 17,725 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 14,470 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 14,296 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 174 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 3,256 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ NGV ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2556 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 8,616 ตันต่อวัน (310 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) สถานีบริการ NGV จำนวนรวม 486 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 466 สถานี ครอบคลุม 54 จังหวัด และมีจำนวนรถ NGV สะสม 413,007 คัน แบ่งเป็นรถเบนซิน 238,993 คัน รถดีเซล 43,403 คัน และรถ OEM 130,611 คัน
2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 พน. ได้เห็นชอบแผนการขยายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แผนระยะสั้น มุ่งเน้นการแก้ไขปัญหาสถานี NGV ที่มีคิวยาวในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล (2) แผนระยะกลาง เพิ่มกำลังการผลิตและจัดสรรก๊าซฯ เพื่อแก้ปัญหาก๊าซฯ ไม่เพียงพอ และ (3) แผนการขายก๊าซฯ จากแนวท่อ ทั้งนี้ ในปี 2556 ไตรมาส 2 ปตท. สามารถเพิ่มปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ ได้สูงสุด ในเดือนพฤษภาคม 2556 ปริมาณ 8,746 ตันต่อวัน เมื่อเทียบกับยอดจำหน่ายสูงสุดของปีที่ผ่านมาในเดือนธันวาคม 2555 ซึ่งเท่ากับ 7,998 ตันต่อวัน โดยได้ขยายกำลังการผลิตสถานีหลัก NGV 3 สถานีแล้วเสร็จ ประกอบด้วย สถานีหลักเทพารักษ์ (กรุงเทพฯ) สถานีหลักลาน-กระบือ (กำแพงเพชร) สถานีหลักน้ำพอง (ขอนแก่น) และอยู่ระหว่างดำเนินการขยายสถานีหลักจะนะ (สงขลา) คาดว่าจะสามารถดำเนินการให้บรรลุตามเป้าหมายการเพิ่มปริมาณจำหน่ายสูงสุดได้ 1,646 ตันต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 20 ภายในสิ้นปี 2556
3. การแก้ไขปัญหาคิวรอเติมก๊าซฯ ในเขตกรุงเทพฯและปริมณฑล ปตท. ได้จัดหารถขนส่งก๊าซฯ เพื่อเพิ่มกำลังการจัดส่งอีก 100 ตันต่อวัน พร้อมทั้งสื่อสารเพื่อรณรงค์ให้ใช้บริการสถานีแนวท่อฯ และหลีกเลี่ยงการใช้สถานีบริการเวลาเดียวกับรถแท็กซี่ ตลอดจนมีแผนการขยายสถานีในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลจำนวน 9 สถานี (สร้างสถานีใหม่ 2 สถานี ก่อสร้างในสถานีน้ำมัน 5 สถานี และขยายสถานีเดิม 2 สถานี) ต่อมา ปตท. ได้เร่งดำเนินการเพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซฯ จากแนวท่อฯ สำหรับภาคขนส่ง (Ex Pipeline) ซึ่งมีผู้ประกอบการขนส่งและรถโดยสารลงนามในบันทึกข้อตกลงเบื้องต้นกับ ปตท. แล้วจำนวน 6 ราย มีปริมาณตกลงซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 150 ตันต่อวัน เทียบเท่ารถใหญ่ประมาณ 1,000 คันต่อวัน
4. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติให้องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพฯ (ขสมก.) กู้เงินในวงเงิน 13,162.30 ล้านบาท ในการจัดซื้อรถโดยสารที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (NGV) จำนวน 3,143 คัน เพื่อทดแทนรถโดยสารเดิมที่ใช้น้ำมันดีเซล ซึ่ง ปตท. ได้จัดทำแผนการดำเนินการเพื่อรองรับกับรถโดยสารดังกล่าว ดังนี้ (1) แผนการจัดหารถโดยสาร NGV ของ ขสมก. โดยดัดแปลงรถโดยสารดีเซลเดิมให้เป็น NGV จำนวน 323 คัน เริ่มทยอยส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 ถึงปัจจุบันจำนวน 101 คัน คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2556 (ประมาณ 25-30 คันต่อเดือน) (2) การจัดหารถโดยสาร NGV ใหม่จำนวน 3,183 คัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทำข้อกำหนดการจัดซื้อจัดจ้าง คาดว่าจะส่งมอบรถงวดแรกในเดือนมิถุนายน 2557 และส่งมอบรถได้ครบตามจำนวนภายใน 18 เดือน (250 คันต่อเดือน) และ (3) สรุปรถโดยสาร NGV ขสมก. ตามแผนจำนวนทั้งสิ้น 3,651 คัน (รถโดยสาร NGV เดิม 145 คัน)
5. แผนการจัดหาสถานีบริการ NGV รองรับรถโดยสาร NGV แบ่งเป็น (1) แผนระยะสั้น โดย ปตท. ปรับปรุงสถานีบริการ NGV ในอู่ ขสมก. ซึ่งปัจจุบันมี 3 สถานี (อู่รังสิต อู่แสมดำ และอู่บางเขน) พร้อมทั้งจัดเตรียมสถานีบริการ NGV ทั่วไป (แนวท่อ) จำนวน 16 สถานี ในเส้นทางเดินรถของ ขสมก. โดยมีเงื่อนไขให้ใช้บริการเฉพาะช่วงเวลาที่กำหนด (กลางคืน) และ (2) แผนระยะยาว โดย ขสมก. จะส่งมอบพื้นที่อู่ ขสมก. ใหม่ 5 พื้นที่ ซึ่งอยู่ใกล้แนวท่อส่งก๊าซฯ สำหรับก่อสร้างสถานีบริการ NGV (พระประแดง กัลปพฤกษ์ กำแพงเพชร 2 บรมราชชนนี และศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะ) หากก่อสร้างสถานีบริการ NGV ใน 5 พื้นที่ดังกล่าวแล้วเสร็จ ปตท. ขอให้ ขสมก. นำรถที่เคยใช้บริการสถานีบริการ NGV แนวท่อ มาใช้บริการในอู่ ขสมก. แทนทั้งหมด ซึ่ง ขสมก. ขอพิจารณาในรายละเอียดของแผนการเดินรถอีกครั้ง และกรณีที่ ขสมก. ไม่สามารถส่งมอบพื้นที่ให้ ปตท. ได้ หาก ปตท. สามารถหาจัดหาพื้นที่ที่ใกล้เคียงได้ ขสมก. ยินดีที่จะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการจัดหาพื้นที่
6. การจำหน่าย NGV ให้ ขสมก. ในราคาที่สะท้อนต้นทุนจริง ซึ่ง ขสมก. ขอรับไปพิจารณา โดยอาจจำเป็นต้องขอปรับค่าโดยสารเพิ่มขึ้น รวมทั้ง ปตท. และ ขสมก. ตกลงร่วมกันที่จะใช้ระบบฟลีทการ์ด (Fleet Card) ในการซื้อขายก๊าซ NGV ทั้งนี้ ปัญหาอุปสรรคในการดำเนินการ ได้แก่ (1) ปัจจุบัน ปตท. ยังไม่ได้รับมอบพื้นที่เพื่อก่อสร้างสถานีบริการ NGV 5 พื้นที่ตามที่ได้ระบุในแผนระยะยาว ซึ่งล่าช้ากว่าแผนมาก (การก่อสร้างใช้เวลา 24 เดือน นับจากได้รับมอบพื้นที่) ทำให้รถโดยสาร NGV ขสมก. ยังคงต้องใช้บริการในสถานีบริการ NGV ที่ได้ระบุไว้ในแผนระยะสั้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อการให้บริการลูกค้าทั่วไปซึ่งมีความต้องการเพิ่มขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง และ (2) ขสมก. แจ้งว่ามีความจำเป็นต้องเติมก๊าซ 2-3 ครั้งต่อวัน จึงต้องมาใช้บริการสถานีบริการ NGV ทั่วไป นอกเหนือจากเวลาที่ ปตท. กำหนด
7. พน. ได้หารือร่วมกับ กรมโยธาธิการและผังเมือง และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการตีความว่าสถานีบริการก๊าซธรรมชาติหลักเป็นโรงงานตามพระราช บัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 หรือไม่ ซึ่งสรุปได้ดังนี้ (1) กรมโยธาธิการและผังเมืองให้ความเห็นว่า กระทรวงอุตสาหกรรมไม่สามารถออกใบ รง.4 ให้กับ ปตท. ในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานในผังเมืองได้ แม้ว่ากระทรวงอุตสาหกรรมจะออกใบ รง.4 ให้กับสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ ทำให้สถานีบริการก๊าซธรรมชาติแห่งนั้นก็ไม่สามารถประกอบการได้ เนื่องจากทำผิดตามกฎหมาย ผังเมือง โดยมีแนวทางแก้ไข 2 แนวทางคือ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายของผังเมือง ซึ่งใช้เวลาค่อนข้างนาน และแนวทางที่ 2 แก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎหมายกระทรวงที่ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน เป็นการแก้ไขที่ตรงประเด็นและสามารถดำเนินการได้รวดเร็ว และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ให้ความเห็นว่ากระทรวงอุตสาหกรรมไม่มีอำนาจในการออกใบ รง.4 ให้กับผู้ประกอบการเพื่อก่อสร้างโรงงานในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานตาม กฎหมายผังเมือง และเห็นว่าแนวทางแก้ไขปัญหาที่เหมาะสมคือการแก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎกระทรวงที่ ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ให้ความเห็นและยกร่างไว้แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2556 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าดังกล่าวต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อทราบแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้พิจารณาเกี่ยวกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน เพื่อส่งเสริมการปลูกหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เพื่อนำไปหมักเป็นก๊าซชีวภาพผลิตพลังงาน ของ พพ. และได้มีมติให้ พน. จัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์ รวมทั้งให้ พน. ดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน รวมทั้งให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท และให้รายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป ทั้งนี้ ผู้แทนกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ได้มีข้อสังเกตเกี่ยวกับการควบคุมการขยายพันธุ์หญ้าเนเปียร์ว่าอาจเกิดปัญหา ลักษณะเดียวกับการกระจายพันธุ์ของหญ้าขจรจบ และต้นไมยราบยักษ์
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2556 พน. ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงาน ต่อมา พพ. ได้สอบถามข้อมูลการขยายพันธุ์ของหญ้าเนปียร์ และข้อคิดเห็นต่อประเด็นข้อสังเกตของ กษ. ไปยังกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ ซึ่งกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ มีความเห็นเหมือนกันว่าหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เป็นหญ้าที่ดอกไม่ติดเมล็ด และตามที่ได้นำเข้ามาปลูกในประเทศไทยประมาณ 30 ปี ไม่เคยพบว่าเป็นวัชพืช และไม่เคยพบการกระจายพันธุ์โดยเมล็ดเหมือนหญ้าขจรจบ หรือต้นไมยราบยักษ์ จึงไม่เป็นปัญหาการเป็นวัชพืชในอนาคต ทั้งนี้ได้นำเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อรับทราบแล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2556 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้อนุมัติเงินปีงบประมาณ 2556 แผนพลังงานทดแทน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ให้ พพ. เพื่อดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2556 พพ. ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการของสถาบันการศึกษา และปิดรับข้อเสนอแล้วเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 ซึ่งมีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการจำนวน 2 ราย คือ มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี ปัจจุบันอยู่ระหว่างพิจารณาข้อเสนอของมหาวิทยาลัยทั้งสองแห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 – 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และมอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อ ไฟฟ้าจากเอกชน (IPP) รอบใหม่ รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม และกำหนดแนวทางการดำเนินงานให้ กกพ. ดำเนินการ ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า เพื่อทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำระเบียบ หลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
2. การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และจัดทำเอกสารรายละเอียดการยื่นประมูล (Request for Proposals: RFP) กำหนดการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2564-2569 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ โดยแต่ละปีสามารถเสนอปริมาณไฟฟ้าเข้าระบบได้ไม่เกิน 1,250 เมกะวัตต์ (2) การเปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวม 89 ราย (3) ตอบและชี้แจงคำถามให้แก่ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นลายลักษณ์อักษรรวมทั้งปรับปรุง เงื่อนไขเพิ่มเติม (4) จัดสัมมนาชี้แจงและตอบข้อซักถามจากผู้ซื้อเอกสาร RFP (Pre-bid Conference) และ (5) ณ วันที่ 29 เมษายน 2556 มีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 9 ราย
3. กกพ. ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอขายไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน RFP โดยดำเนินการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคและข้อเสนอด้านราคาตามหลักเกณฑ์และ เงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน RFP ซึ่งกำหนดขั้นตอนเป็น 3 ระยะ คือ (1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาคุณภาพและความถูกต้อง ครบถ้วนสมบูรณ์ตามเงื่อนไขที่กำหนดใน RFP ซึ่งมีผู้ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคจำนวน 6 ราย จากผู้ยื่นข้อเสนอ 9 ราย (2) การพิจารณาข้อเสนอด้านราคา กกพ. เปิดซองข้อเสนอด้านราคา มีผู้ยื่นข้อเสนอทั้ง 6 ราย ร่วมเป็นสักขีพยาน พบว่าข้อเสนอทั้ง 6 ราย ผ่านการประเมินความถูกต้อง ในส่วนการประเมินข้อเสนอด้านราคา กกพ. โดยได้ตรวจสอบแบบจำลองการประเมิน และข้อเสนอด้านราคา รวมทั้งตรวจสอบค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ และได้กำหนดเงื่อนไขการจัดกลุ่มผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโดยพิจารณาจาก RFP และ (3) การเจรจารายละเอียดในสัญญาและลงนามสัญญา ตามที่กำหนดใน RFP เมื่อประกาศผลการประมูลด้านราคาแล้วจะเป็นการเจรจาสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. กับผู้ชนะข้อเสนอด้านราคา ซึ่ง กกพ. จะกำกับการเจรจาสัญญาและนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ ความเห็นชอบก่อนให้ กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามขั้นตอน
4. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้พิจารณากลุ่มข้อเสนอและปัจจัยต่างๆ ตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ใน RFP และได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินข้อเสนอด้านราคาและรายชื่อผู้ที่ได้รับการ คัดเลือก ดังนี้
5. กกพ. ได้นำเสนอผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้ กพช. เพื่อทราบ และ กกพ. จะกำกับการเจรจารายละเอียดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน Request for Proposals และเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนลงนามในสัญญา ตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบให้ พน.ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ตามที่บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนต่อ ไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
2. เมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 พน. ได้มีหนังสือถึง กกพ. โดยกำหนดกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ ควรพิจารณาให้สอดคล้องกับระยะเวลาของปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่สามารถจัดหาได้ตลอดอายุโครงการ และอายุการใช้งานของโรงแยกก๊าซฯ ที่ขนอม (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากการที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว (3) การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม รับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และเปิดเผยข้อมูลการดำเนินการเพื่อให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการดำเนินการโรง ไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามนโยบายของรัฐ และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การดำเนินการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม พ.ศ. 2555 และเห็นชอบให้ สกพ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อประเมินข้อเสนอทางเทคนิคและจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ ในการเจรจา รวมทั้งการประเมินการประหยัดเงินลงทุนจากการใช้ประโยชน์ของโครงสร้างพื้นฐาน และสาธารณูปโภคที่มีอยู่แล้ว
3. EGCO ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการก่อสร้างใหม่โรงไฟฟ้าในพื้นที่โรงไฟฟ้าขน อมต่อ สกพ. ประกอบด้วย ข้อเสนอทางด้านเทคนิค ข้อเสนอทางด้านราคา ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2007 พร้อม Evaluation Model 2007 ประกอบสัญญา และข้อมูลการประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิม โดย EGCO ได้เสนอราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และที่ปรึกษาได้ประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิมของโรงไฟฟ้าขน อม สรุปได้ว่ามีค่าใช้จ่ายที่ประหยัดได้จำนวน 900.00 ล้านบาท
4. คณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม มีการดำเนินงานดังนี้
4.1 การพิจารณาข้อเสนอทางด้านเทคนิคของ EGCO พบว่ามีความถูกต้องครบถ้วนตามที่ประกาศฯ กำหนด ได้แก่ (1) กำลังการผลิตติดตั้ง 930 เมกะวัตต์ สร้างบนพื้นที่ว่างของโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (Brown Field) สามารถก่อสร้างและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. ได้ในเดือนกรกฎาคม 2559 และการดำเนินการไม่ส่งผลกระทบ อโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (2) ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และออกแบบให้ใช้น้ำมันดีเซล เป็นเชื้อเพลิงสำรองได้ (3) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ประเภท Single Shaft โดยระบุ Heat Rate ซึ่งมีค่า Heat Rate ดีกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย (IPP) โรงไฟฟ้าจะนะ 2 โรงไฟฟ้าวังน้อย 4 และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 2 (4) มีการเดินเครื่องในลักษณะ Base Load เป็นหลัก และ (5) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ มีอายุ 25 ปี4.2 การจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการเจรจา กำหนดให้ใช้โรงไฟฟ้าอุทัยที่ได้ลงนามในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้วและมีกำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในปี 2558 พบว่าโรงไฟฟ้าอุทัยที่มีสมมติฐานเทียบเคียงกับโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งสามารถนำมา เปรียบเทียบกันได้ มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price: LUP) 2.8040 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ส่วนข้อเสนอราคาของ EGCO อยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าโรงไฟฟ้าขนอมมี LUP สูงกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย 0.0048 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง จึงเห็นควรเจรจาให้ EGCO ปรับลดราคาที่เสนอลง ซึ่ง EGCO ได้ปรับราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7967 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อปรับอัตราแลกเปลี่ยนให้เป็นปัจจุบัน (30.8435 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง4.3 โครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่ได้ศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมอย่างครบถ้วน มีความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า แล้ว และเมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2556 คณะกรรมการผู้ชำนาญการ ได้มีมติให้ความเห็นชอบรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมของโครงการ4.4 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ใช้ในการประมูลรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ปี 2012 รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของสำนักงานอัยการสูงสุดต่อร่างสัญญาดังกล่าวมาใช้ เป็นต้นแบบในการเจรจาและพิจารณาปรับเปลี่ยนในบางประเด็นเพื่อให้สอดคล้องกับ ลักษณะเฉพาะ ของโครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่
5. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกันจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาท ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งร่างสัญญาดังกล่าวจัดทำมาจากต้นร่างสัญญาฉบับเดียวกับสัญญาที่ใช้ กับการประมูล IPP ในปี 2555 ซึ่งผ่านการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ ร่างสัญญาดังกล่าวเป็นที่ยอมรับร่วมกันระหว่างคู่สัญญาและการตรวจสอบจากทั้ง สองฝ่ายแล้ว และเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกับ EGCO สำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามที่ กกพ. เสนอ ทั้งนี้ สกพ. ได้มีหนังสือแจ้งให้ กฟผ. และ EGCO ซึ่งเป็นคู่สัญญาทราบและนำร่างสัญญาที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปดำเนินการใน ส่วนที่เกี่ยวข้องและลงนามในสัญญาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ 2552 และ 2553 ของ กกพ. สรุปได้ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2552 กกพ. และ สกพ. ดำเนินงานภายใต้ยุทธศาสตร์การกำกับกิจการพลังงาน ปี 2551 – 2555 ได้แก่ การออกใบอนุญาตกำกับดูแลและปกป้องผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานชุมชน และประเทศ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ยึดหลักความเป็นธรรม และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้ ส่งเสริมการมี ส่วนร่วมในการพัฒนาระบบพลังงาน โดยจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง ส่วนผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2553 มีผลงานที่สำคัญ ได้แก่ กำกับดูแลมาตรฐานการบริการ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานตามเวลาที่กำหนด การกำกับดูแลอัตราค่าบริการไฟฟ้าและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติให้สะท้อน ต้นทุน เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นธรรม กำกับการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันอย่างเป็นธรรม รวมทั้ง ส่งเสริมการมีส่วนร่วมของประชาชนผู้ใช้พลังงาน โดยการกระจายการกำกับดูแลกิจการพลังงานสู่ภูมิภาค ตลอดจนการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง โดยอาศัยระบบบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ และเป็นที่ยอมรับในระดับสากล2.2 รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ โดยปีงบประมาณ 2552 ณ วันที่ 30 กันยายน 2552 มีรายได้จากการดำเนินงาน 558,044,371.20 บาท เมื่อหักค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 27,308,728.92 บาท และ ในปีงบประมาณ 2553 ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้จากการดำเนินงาน 596,880,107.40 บาท เมื่อ หักค่าใช้จ่ายต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 58,362,925.11 บาท2.3 แผนการดำเนินงานปีงบประมาณ 2553 กกพ. ได้ปรับแผนการดำเนินงานโดยให้ความสำคัญและมุ่งเน้นการสร้างประสิทธิภาพและ ประสิทธิผลของกิจการพลังงาน ได้แก่ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ มุ่งเน้นการกำกับอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เกิดความเป็นธรรม การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลราคาซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน ศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน (Bidding) การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้และปลอดภัย ส่งเสริมการมีส่วนร่วมและเตรียมความพร้อมในการกระจายงานกำกับดูแลออกสู่ ภูมิภาคมากขึ้น ส่วนแผนการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2554 พิจารณาถึงความพึงพอใจของผู้มีส่วนได้เสียต่อการกิจการพลังงาน รวมถึงขีดความสามารถในการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศ ให้เทียบเคียงได้ในระดับสากล ได้แก่ การรับฟังความคิดเห็นโครงการที่อาจก่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนอย่างรุนแรง ศึกษาวิจัยศักยภาพและแนวทางการพัฒนาโครงการ Demand Response ของประเทศ จัดทำหลักเกณฑ์และคู่มือการกำหนดค่าทดแทนทรัพย์สินในเขตระบบโครงข่ายพลังงาน การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง การพัฒนาศักยภาพเครือข่ายคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้มีส่วนได้เสีย
3. เมื่อ กพช. ได้มีมติรับทราบแล้ว สกพ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และ ผู้ที่เกี่ยวข้องตามที่กฎหมายกำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ปีงบประมาณ 2555 – 2557 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 120 ล้านบาท โดยจัดสรรเงินปีละ 40 ล้านบาท และให้คงเงินสำรองไว้ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติ ทั้งนี้ คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ธพ. พพ. และกรมบัญชีกลาง โดยแบ่งหมวดรายจ่ายเป็น 6 หมวด ดังนี้ (1) การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา (2) การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ (3) เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม (4) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา (5) การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และ (6) ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ซึ่งในปีงบประมาณ 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุน โดยเน้นเรื่องการ ให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพื่อสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากร ซึ่งได้อนุมัติค่าใช้จ่าย ในหมวดต่างๆ 3 หมวด ประกอบด้วย หมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม และหมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 28,504,570.00 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 17,723,049.71 บาท ผูกพันไปปี 2556 เป็นจำนวนเงิน 6,593,412.98 บาท
3. ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 กองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุนเป็นเงิน 435,161,483.95 บาท และ งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2555 มีค่าใช้จ่ายสูงกว่ารายได้ 1,884,620.46 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 144 - วันพฤหัสบดีที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2556 (ครั้งที่ 144)
วันศุกร์ที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 9 ชั้น 15 ศูนย์เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ (ENCO) อาคารบี
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
3.การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด และการเพิ่มจุดซื้อขาย
4.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
6.โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
7.แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
8.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
9.รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
11.รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปี 2555
12.รายงานผลการดำเนินการจากนโยบายการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
13.สถานการณ์พลังงานปี 2555 และแนวโน้มปี 2556
14.งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
16.การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงฯ
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
ประธานฯ ได้แจ้งที่ประชุมฯ เกี่ยวกับการประชุมยุทธศาสตร์ประเทศในเดือนมกราคมที่ผ่านมา ซึ่งมี 4 หัวข้อหลัก โดยมีหัวข้อที่สำคัญคือ การพัฒนาไปสู่สังคมที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งเป็นนโยบายที่สำคัญของรัฐบาล จึงนำมาหารือในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้การขับเคลื่อนนโยบายดังกล่าวให้เป็นรูปธรรมและการบูรณาการเพื่อส่งเสริม พลังงานทดแทนอย่างเป็นระบบ ทั้งในส่วนของภาคอุตสาหกรรม ภาคประชาชนผู้บริโภค และการส่งเสริมให้เกิดสังคมพลังงานสีเขียว ซึ่งจะสามารถช่วยกระตุ้นให้เกิดการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ รวมทั้งขอให้กระทรวงพลังงานบูรณาการกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งภาครัฐและ เอกชนเพื่อขับเคลื่อนนโยบายดังกล่าว และในส่วนของการปรับโครงสร้างราคาพลังงานในอนาคต ควรดำเนินการปรับโครงสร้างราคาให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง พร้อมทั้งดูแลผู้ใช้พลังงานโดยการช่วยเหลือหรือบรรเทาผลกระทบ ของผู้มีรายได้น้อยจากการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คำแถลงนโยบายรัฐบาล เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ข้อ 3.5.3 กำกับราคาพลังงานให้มีราคาเหมาะสม เป็นธรรมและมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับบทบาทกองทุนน้ำมันฯ ให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคานั้นจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะกลุ่ม ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลและไบโอดีเซลในภาคครัวเรือน
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ในเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (18.13 บาทต่อกิโลกรัม) ต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555 ต่อมาเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยกำหนดกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย โดยอิงจากฐานข้อมูลครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จากการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และอนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2556 ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในการดำเนินงานโครงการจัดทำฐานข้อมูลร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ รวมทั้งเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน
3. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบฯ ซึ่ง มีหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบ หลักเกณฑ์และคุณสมบัติผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน รวมทั้งพิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล การกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2556 สนพ. ได้จัดจ้างมหาวิทยาลัยราชภัฎสวนดุสิตในการจัดทำฐานข้อมูล ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร รวมทั้งกลุ่มครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
4. การจัดหาก๊าซ LPG ได้จาก 3 แหล่ง คือ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้วัตถุดิบจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ต้นทุนอยู่ที่ 550 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมัน ใช้น้ำมันดิบที่นำเข้าจากต่างประเทศมาผ่านกระบวนการกลั่น ราคาอยู่ที่ 764 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 31.64 บาทต่อกิโลกรัม (3) นำเข้าจากต่างประเทศ ราคาตลาดโลก (Contract Price : CP) อยู่ที่ 900 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 36.35 บาทต่อกิโลกรัม กระทรวงพลังงานจึงมีนโยบายให้ประชาชน ใช้ก๊าซ LPG ที่สะท้อนต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศในราคา 24.82 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคามีความเหมาะสม เป็นธรรมและสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนจะต้องคำนึงถึงความพร้อมในการบรรเทาผลกระทบ ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการของคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบฯ และ การจัดทำฐานข้อมูลร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ของมหาวิทยาลัยราชภัฎสวนดุสิต ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2556 ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและแนวทางการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยต่อไป
5. ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 10 และ 11 ผู้ที่ได้รับการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ คือ ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งไม่รวมถึงครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร สามารถรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556
2. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร สามารถรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2543 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบคำแถลงนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการจัดตั้งตลาด ซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง 6 ประเทศ (Policy Statement on Regional Power Trade) ตามมติการประชุมระดับรัฐมนตรี 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง GMS ครั้งที่ 9 โดยกำหนดให้จัดทำร่างข้อตกลงว่าด้วยการซื้อขายไฟฟ้า และการสร้างเครือข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Agreement: IGA) เพื่อเป็นแนวทางในการจัดตั้งตลาดซื้อขายไฟฟ้าและการพัฒนาระบบเครือข่ายสาย ส่งเขื่อมโยงระหว่าง 6 ประเทศลุ่มน้ำโขงอย่างเป็นรูปธรรมในอนาคต ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2545 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2545 โดยเห็นชอบร่างข้อตกลงว่าด้วยความร่วมมือด้านการซื้อขายไฟฟ้าและการสร้าง โครงข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (IGA)
2. คณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง (Greater Mekong Subregion Regional Power Trade Coordination Committee: RPTCC) จัดตั้งขึ้นตามข้อตกลง IGA เพื่อจัดทำข้อตกลงปฏิบัติการทางเทคนิคการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำ โขง (Regional Power Trade Operating Agreement: PTOA) และกำหนดกฎระเบียบ หลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการซื้อขายไฟฟ้า ทั้งในระยะเริ่มแรกและในอนาคต
3. การประชุมสุดยอดผู้นำ 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง (GMS Summit) ครั้งที่ 2 เมื่อเดือนกรกฎาคม 2548 ณ สาธารณรัฐประชาชนจีน ได้ลงนามบันทึกร่างบันทึกความเข้าใจแนวทางการดำเนินงานตามข้อตกลงด้านการ ปฏิบัติการเพื่อการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง ระยะที่ 1 (Memorandum of Understanding on the Guidelines for the Implementation of the Regional Power Trade Operating Agreement-Stage #1 (MOU-1)) เพื่อกำหนดแนวทางการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคฯ ระยะที่ 1 และเมื่อเดือนมีนาคม 2551 ได้มีการลงนาม Memorandum of Understanding on the Road Map for Implementing the Greater Mekong Subregion Cross Border Power Trading (MOU-2) ในการประชุมสุดยอดผู้นำ 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง ครั้งที่ 3 ณ สปป. ลาว โดย MOU-2 ได้กำหนดระยะเวลา (Timelines) เพื่อให้การดำเนินการตามมาตรการต่างๆ ในระยะที่ 1 สัมฤทธิ์ผลอย่างเป็นรูปธรรม
4. การประชุมคณะกรรมการ RPTCC ครั้งที่ 10 - 11 ได้มีมติเห็นชอบ ร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงานการซื้อขาย ไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Memorandum of Understanding for the Establishment of the Regional Power Coordination Centre in the Greater Mekong Subregion: IGM) เพื่อพัฒนาระบบสาธารณูปโภคด้านไฟฟ้าให้เชื่อมต่อกันระหว่างประเทศสมาชิกใน การซื้อขายพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศ เนื่องจากเรื่องดังกล่าวมีความสำคัญ และส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางด้านพลังงานและเศรษฐกิจในระดับประเทศ จึงต้องผ่านความเห็นชอบและมีการลงนามเป็นลายลักษณ์อักษรโดยรัฐบาลของแต่ละ ประเทศสมาชิก
5. รัฐบาล 4 ประเทศลุ่มน้ำโขง ได้แก่ ราชอาณาจักรกัมพูชา สาธารณรัฐประชาชนจีน สปป.ลาว และเวียดนาม ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงานการ ซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental MOU) ในการประชุมระดับรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2555 ณ สาธารณรัฐประชาชนจีน สหภาพพม่า และประเทศไทยไม่ได้ร่วมลงนาม เนื่องจากการดำเนินการตามกระบวนการภายในประเทศยังไม่แล้วเสร็จ
6. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงาน การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental MOU: IGM)
6.1 วัตถุประสงค์ : เพื่อสนับสนุนการปฏิบัติการที่เชื่อมต่อกันของระบบไฟฟ้าของประเทศสมาชิกให้ เป็นหนึ่งเดียวบนพื้นฐานของความยุติธรรมและโปร่งใสในการดำเนินงานของตลาด ซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในอนุภูมิภาค มีเป้าหมายสูงสุดเพื่อพัฒนาระบบไฟฟ้าโดยรวมของอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขงให้มี เสถียรภาพ มีความเชื่อถือได้ของพลังงานไฟฟ้าและคุ้มค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ สามารถดำเนินการพัฒนาให้มีความสมดุลระหว่างความหลากหลายของทรัพยากรด้าน พลังงานที่มีในอาณาเขตพื้นที่ของประเทศสมาชิก ความร่วมมือทางด้านพลังงานในระยะยาว การส่งจ่ายพลังงานไฟฟ้าระหว่างกันอย่างมีประสิทธิภาพ รวมทั้งการขยายขอบเขตการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าข้ามพรมแดน เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประชาชนในประเทศสมาชิกอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง
6.2 อำนาจหน้าที่ : 1) ประสานความร่วมมือในการจัดทำกรอบการดำเนินการพัฒนาด้านกฎระเบียบ ข้อบังคับ ด้านเทคนิค และประเด็นอื่นๆ ที่ประเทศสมาชิกเห็นพ้องถึงความสำคัญต่อการพัฒนาตลาดซื้อขายไฟฟ้า โดยอำนาจหน้าที่ของศูนย์ประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าฯ (ศูนย์ RPCC) ได้แก่ (1) จัดทำและปรับปรุงข้อมูลการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้องกับระบบไฟฟ้า เพื่อใช้วางแผนการปฏิบัติงานของระบบไฟฟ้า (2) พัฒนาและปรับปรุงระบบจัดเก็บข้อมูล เพื่อใช้ติดตามกิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (3) พัฒนาและจัดกิจกรรมการพัฒนาความรู้ให้แก่บุคลากรของประเทศสมาชิก เพื่อรองรับการพัฒนากิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาค (4) ให้ความช่วยเหลือประเทศสมาชิกในการระงับข้อพิพาทที่เกิดขึ้น (5) สนับสนุนความร่วมมือระหว่างศูนย์ RPCC และองค์กรอื่นๆ (6) ให้ความเห็นและคำแนะนำต่อมาตรการเสริมสร้างการพัฒนาทางด้านสิ่งแวดล้อม และการพัฒนาสังคมอย่างยั่งยืนพร้อมไปกับการดำเนินกิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าใน อนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง และ 2) สนับสนุนและติดตามการปฏิบัติงานของศูนย์ปฏิบัติการด้านระบบส่งจ่ายไฟฟ้าแห่ง ชาติ (National Transmission System Operators : TSOs) หรือหน่วยงานการไฟฟ้า ในประเทศสมาชิกต่อการปฏิบัติการต่างๆ
6.3 การเงิน : งบประมาณดำเนินงานของศูนย์ RPCC ประกอบด้วยเงินที่ได้จากประเทศสมาชิก โดยสามารถรับเงินบริจาค และแหล่งอื่นๆ สำหรับใช้ในการดำเนินงาน การลงทุน และการศึกษาวิจัย อย่างไร ก็ตามเงินที่ได้รับจากการบริจาคจะต้องไม่มีผลต่อการตัดสินใจการดำเนินงานของ ศูนย์ RPCC
6.4 สิทธิพิเศษและความคุ้มครอง : ศูนย์ RPCC จะมีสถานะเป็นองค์กรนานาชาติ องค์กร (ศูนย์ RPCC) ผู้อำนวยการและเจ้าหน้าที่ศูนย์ RPCC จะได้รับสิทธิพิเศษและความคุ้มครองเท่าที่จำเป็นในการดำเนินการอย่างอิสระ ตามภารกิจหน้าที่ที่ได้กำหนดไว้
6.5 การอนุมัติและการมีผลบังคับใช้อย่างเป็นทางการ : (1) IGM ฉบับนี้ต้องได้รับการอนุมัติ และยอมรับจากรัฐบาลของแต่ละประเทศสมาชิกตามขั้นตอนตามระเบียบอย่างเป็นทาง การ โดยรัฐบาลของแต่ละประเทศสมาชิกต้องแจ้งผลการอนุมัติให้รัฐบาลประเทศสมาชิก อื่นๆ ทราบอย่างเป็นทางการ และ (2) IGM ฉบับนี้จะมีผลบังคับใช้อย่างเป็นทางการระหว่างประเทศสมาชิกที่ได้ผ่านการ อนุมัติและยอมรับใน IGM ฉบับนี้หลังจากที่ประเทศสมาชิกชาติที่ 4 ได้รับรองการอนุมัติและยอมรับใน IGM แล้ว
7. ประเทศไทยจะได้รับผลประโยชน์ในหลายๆ ด้าน เมื่อตลาดการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคเกิดขึ้นจริงในอนาคต ดังนี้ (1) ช่วยเพิ่มทางเลือกการจัดหาและเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของไทย (2) ช่วยลดราคาค่าไฟฟ้าภายในประเทศ เนื่องจากการแข่งขันทางด้านราคา และการลดการลงทุนในส่วนกำลังผลิตสำรองของประเทศ (3) ช่วยขยายโอกาสการลงทุนในธุรกิจให้กับไทย ซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการขยายตัวของตลาดซื้อขายไฟฟ้าในอนาคต เช่น การลงทุนด้านโรงไฟฟ้า การลงทุนด้านสายส่งไฟฟ้า การลงทุนด้านการบำรุงรักษา และ (4) ช่วยลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล โดยใช้พลังงานไฟฟ้าจากเขื่อนในประเทศเพื่อนบ้าน
8. กระทรวงการต่างประเทศได้มีความเห็นเกี่ยวกับร่างความตกลง IGM ดังนี้
8.1 ร่างความตกลง IGM เป็นความตกลงระดับรัฐบาล เพื่อจัดตั้งศูนย์ RPCC และกำหนดให้ RPCC มีสถานะเป็นนิติบุคคล มีความสามารถทางกฎหมาย โดยมีหน้าที่หลักในการประสานงานให้ประเทศสมาชิกปฏิบัติตามกรอบความร่วมมือ ด้านเทคนิคและการจัดการซื้อขายไฟฟ้า ตลอดจนเป็นตัวแทนเพื่อรักษาผลประโยชน์ร่วมของประเทศสมาชิกในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะลงนามโดยผู้แทนของรัฐบาลจาก 6 ประเทศ ดังนั้น ร่างความตกลงดังกล่าวจึงเป็นหนังสือสัญญาตามมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ ที่ต้องได้รับความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีก่อนการลงนาม
8.2 ประเด็นว่าด้วยร่างความตกลง IGM เป็นหนังสือสัญญาตามมาตรา 190 วรรคสองของรัฐธรรมนูญฯ ซึ่งต้องได้รับความเห็นชอบของรัฐสภาหรือไม่ เนื่องจากมีประเด็นเกี่ยวข้องกับข้อ 2 และข้อ 13 ของร่างความตกลง IGM ที่กำหนดให้ RPCC มีสถานะเป็นองค์การระหว่างประเทศระดับรัฐบาลที่เป็นอิสระ มีความเป็นกลาง และมีสภาพนิติบุคคล ประเทศที่เป็นที่ตั้งสำนักงานใหญ่ขององค์การฯ มีพันธกิจที่จะต้องให้สถานะทางกฎหมายแก่ RPCC ตามกฎหมายภายใน และจะต้องให้เอกสิทธิ์และความคุ้มกันแก่องค์การฯ ผู้อำนวยการบริหารและเจ้าหน้าที่ขององค์การฯ โดยจะระบุไว้ในความตกลงว่าด้วยสำนักงานใหญ่ขององค์การระหว่างประเทศ (Headquarters Agreement) ที่จะจัดทำขึ้นระหว่าง RPCC กับรัฐบาลของประเทศที่ตั้งสำนักงานใหญ่ต่อไป ซึ่งปัจจุบันคณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าฯ (RPTCC) ยังไม่ได้ตกลงว่าสำนักงานใหญ่ขององค์การฯ จะตั้งอยู่ในประเทศไทย ทั้งนี้ ในอนาคตหากได้ตกลงจัดตั้งศูนย์ RPCC ขึ้นในไทย รัฐบาลไทยจะต้องจัดทำความตกลงว่าด้วยสำนักงานใหญ่กับ RPCC อีกฉบับแยกจากกัน เพื่อยอมรับให้ RPCC มีสภาพนิติบุคคลในประเทศไทย และได้อุปโภคเอกสิทธิ์และความคุ้มกัน ดังนั้น ร่างความตกลง IGM จึงไม่เป็นหนังสือสัญญาที่จะต้องออกพระราชบัญญัติรองรับเพื่อให้เป็นไปตาม หนังสือสัญญา
8.3 ประเด็นว่าด้วยร่างความตกลง IGM ซึ่งกำหนดให้จัดตั้งศูนย์ RPCC เป็นเรื่องที่มีผลกระทบต่อความมั่นคงทางเศรษฐกิจ หรือสังคมของประเทศอย่างกว้างขวางหรือไม่ เป็นประเด็นที่ส่วนราชการเจ้าของเรื่องจะต้องให้ความเห็นประกอบการพิจารณา ต่อคณะรัฐมนตรี ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2550 เรื่องความตกลงหุ้นส่วนเศรษฐกิจไทย - ญี่ปุ่น ซึ่งหากพิจารณาแล้วเห็นว่า ความตกลง IGM เข้าข่ายมาตรา 190 วรรคสองของรัฐธรรมนูญฯ เจ้าของเรื่องจะต้องดำเนินการตามขั้นตอนที่ระบุไว้ในวรรคสามและวรรคสี่ของ มาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ คือ จะต้องให้ข้อมูลและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน รวมทั้งเสนอกรอบเจรจา และชี้แจงต่อรัฐสภาเกี่ยวกับหนังสือสัญญานั้น
9. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของบันทึก IGM พร้อมทั้งให้ส่งร่างบันทึกดังกล่าว ให้กระทรวงการต่างประเทศพิจารณาให้ความเห็นอย่างเป็นทางการ เพื่อนำเสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี และรัฐสภา พิจารณาในลำดับต่อไป ทั้งนี้ จากความเห็นของกระทรวงการต่างประเทศในข้อ 8 และได้มีการพิจารณารายละเอียดบันทึก IGM อย่างรอบคอบ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าความตกลง IGM เข้าข่ายมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญฯ จึงควรดำเนินการตามขั้นตอนที่ระบุไว้ในวรรคสามและวรรคสี่ ของมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ คือ จะต้องให้ข้อมูลและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน รวมทั้งเสนอกรอบเจรจา และชี้แจงต่อรัฐสภาเกี่ยวกับหนังสือสัญญาดังกล่าว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้ง ศูนย์ประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Memorandum of Understanding for the Establishment of the Regional Power Coordination Centre in the Greater Mekong Subregion: IGM) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาเสนอรัฐสภาให้ความเห็นชอบต่อไปตามนัยแห่ง มาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550
เรื่องที่ 3 การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด และการเพิ่มจุดซื้อขาย
สรุปสาระสำคัญ
1. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เป็นสัญญาฯ ที่มีการซื้อขายไฟฟ้ามีลักษณะเป็นการแลกเปลี่ยน โดยส่วนใหญ่ ฟฟล. จะเป็นฝ่ายขาย โดยที่ กฟผ. และ ฟฟล. มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 อายุสัญญา 8 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2549 - 25 กุมภาพันธ์ 2557) และ (2) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด อายุสัญญา 12 ปี (1 พฤษภาคม 2544 - 30 เมษายน 2556)
2. อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญาฯ มี 2 ลักษณะ ได้แก่ (1) ในแต่ละเดือน คือ จะมีการคำนวณจำนวนเงิน ที่จะมีการชำระกันทุกเดือนโดยใช้อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน และ (2) เมื่อสิ้นปีสัญญาฯ คือ จะมีการคำนวณจำนวนพลังงานไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อและขายกับ กฟผ. โดยหาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย (Net Buy) ฟฟล. จะชำระเงินเพิ่ม โดยคำนวณจากส่วนต่างระหว่างราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านของไทยตามที่กำหนดกับ ราคาเฉลี่ยที่ ฟฟล. ซื้อแต่ละเดือน โดยในปีสัญญาฯ 2550-2553 ฟฟล. มีการซื้อพลังงานไฟฟ้า Net Buy จาก กฟผ. จึงเสนอขอ ค้างชำระเงินค่าไฟฟ้าส่วนต่าง โดยจะจ่ายคืนด้วยจำนวนพลังงานไฟฟ้าในปีสัญญาฯ 2554-2556 ที่เท่ากับจำนวน Net Buy ทั้งนี้มียอด Net Buy ที่ปรากฏจริงในปีสัญญาฯ 2550-2553 เท่ากับ 1,180 ล้านหน่วย
3. เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เดินทางเยือน สปป. ลาว ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้ขอให้กระทรวงพลังงานของไทยพิจารณายืดระยะเวลาการใช้คืนพลังงานไฟฟ้าแทน เงินที่ค้างชำระที่เกิดขึ้นในช่วงปีสัญญาฯ 2550-2553 ของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 ระหว่าง ฟฟล. กับ กฟผ. ออกไป
4. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้พิจารณาข้อเสนอของ ฟฟล. และมีมติ (1) เห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสดออกไป เพื่อให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ ฟฟล. จะคืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม (ฟฟล. ซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ช่วงเวลา Peak 1.74 บาทต่อหน่วย และ Off Peak 1.34 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ ให้มีการขยายอายุสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 ออกไป 3 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2557 - 25 กุมภาพันธ์ 2560) และขยายอายุสัญญาฯ โครงการเซเสด ออกไป 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 - 30 เมษายน 2560) (2) เห็นชอบให้แก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร-ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียว เป็นจุดซื้อและขาย ซึ่ง ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. แจ้งเห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการ เซเสดออกไปเพื่อให้ครอบคลุมกับระยะเวลาที่ ฟฟล. จะใช้คืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม
5. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2556 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติรับทราบ ดังนี้ (1) การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสดและโครงการน้ำงึม 1 ออกไป เพื่อให้ครอบคลุมกับระยะเวลาที่ ฟฟล. จะใช้คืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม และ (2) การแก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร-ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียวเป็นจุดซื้อและขาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสดออกไป เพื่อให้ครอบคลุมระยะเวลาที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) จะคืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม (ฟฟล. ซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ช่วงเวลา Peak 1.74 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak 1.34 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ ให้มีการขยายอายุสัญญาฯ ดังนี้
- ขยายอายุสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 ออกไป 3 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2557 - 25 กุมภาพันธ์ 2560)
- ขยายอายุสัญญาฯ โครงการเซเสด ออกไป 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 - 30 เมษายน 2560)
2. เห็นชอบให้แก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร - ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียวเป็นจุดซื้อและขาย
3. เห็นชอบให้ กฟผ. แก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสด และอนุมัติให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมต่อไป
เรื่องที่ 4 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ไทยจำนวนประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมารัฐบาลทั้งสองฝ่ายได้ลงนาม MOU อีก 3 ฉบับ เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 18 ธันวาคม 2549 และ 22 ธันวาคม 2550 เพื่อขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเป็น 3,000 เมกะวัตต์ 5,000 เมกะวัตต์ และ 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 หรือหลังจากนั้น
2. ปัจจุบัน มี 5 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (กำลังผลิต 126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (กำลังผลิต 948 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (กำลังผลิต 597 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) อีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการหงสาลิกไนต์ (กำลังผลิต 1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (กำลังผลิต 1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในเดือนปี 2558 และ 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วและอยู่ระหว่างการเจรจา ร่างสัญญาฯ ได้แก่ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (กำลังผลิต 354 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (กำลังผลิต 269 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในปี 2562
3. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้วเมื่อวันที่ 27 เมษายน และ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ และได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2554 ซึ่งการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว ได้ใช้ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่เป็นต้นแบบ และได้มีการปรับปรุงเงื่อนไขบางประการตามร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้ลงนามย่อ (Initial) กำกับร่าง PPA เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2555 และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำเงี้ยบ 1
4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย KPIC Netherlands B.V. (KPN) (45%), EGAT International Company (EGATi) (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงบอลิคำไซ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณ 1,459 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 188 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้า ฝั่ง สปป. ลาว ระบบส่ง 230 kV ระยะทางจากโครงการฯ ถึง สฟ. นาบงประมาณ 125 กิโลเมตร และระบบส่ง 500 kV ระยะทางจาก สฟ. นาบง ถึงชายแดนประมาณ 27 กิโลเมตร โดยใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และในฝั่งไทย ระบบส่ง 500 kV ระยะทางจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ประมาณ 80 กิโลเมตร โดยใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และมีการก่อสร้างระบบส่งเพิ่มเติมช่วง สฟ. อุดรธานี 3 -สฟ. ชัยภูมิ-สฟ. ท่าตะโก โดยมีอายุสัญญา 27 ปี และกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคม 2562
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา : กฟผ. และ Nam Ngiep 1 Power Company Limited (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator)
5.2 อายุสัญญาฯ 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญาฯ ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญาฯ
5.3 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ : Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวัน ลงนามสัญญาฯ หรือภายในวันที่ 1 มกราคม 2556 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน
5.4 การพัฒนาโครงการและระบบส่ง : (1) กฟผ. เริ่มมีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) ณ วันที่ช้ากว่าระหว่าง SFCD และ Financial Close Date (FCD) โดยจะต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 54 เดือนนับจาก ECOCD (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการและก่อสร้างสายส่งฝั่งลาวให้แล้วเสร็จทันกำหนด SCOD ภายใน 60 เดือนนับจาก ECOCD และ (3) หากงานก่อสร้างล่าช้า ฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages : LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure : FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุสุดวิสัยจะต้องจ่าย ค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง (ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน)
5.5 การผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าให้ กฟผ. โดยการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ในสัญญาฯ การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.6 การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า : พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายเกินจาก PE ในวันจันทร์ถึงวันเสาร์ (ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน) และวันอาทิตย์ (ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมงต่อวัน) และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE 100% แต่ไม่รับประกันซื้อ EE โดยGenerator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์)
- อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งเป็นดังนี้ :
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาทต่อหน่วย
ระหว่าง Unit Operation Period =2.9613 US Cent + 0.9180 บาทต่อหน่วย
(กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD)
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป
Primary Energy (PE) = 3.9484,br> US Cent + 1.2240 บาทต่อหน่วย
Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาทต่อหน่วย
Excess Energy (EE) = 1.3464 บาทต่อหน่วย
หมายเหตุ : เมื่อคำนวณ ณ สมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
ค่า PE = 2.4480 บาทต่อหน่วย
ค่าเฉลี่ย PE + SE = 2.3218 บาทต่อหน่วย
5.7 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator ในแต่ละปี ไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 1,459 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 1,271 ล้านหน่วย และ SE 188 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปีและ กฟผ. สั่งเดินเครื่อง ค่าพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) ในกรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) ในกรณีที่มี Dispatch Shortfall สะสมเกินกว่าข้อตกลง (เท่ากับ 80 ล้านหน่วย) แล้วมีน้ำล้นเกิดขึ้น ให้เก็บตัวเลขน้ำล้นส่วนที่เป็นของ กฟผ. ไว้ในบัญชี (4) ในเดือนสุดท้ายของปีที่ 15 และปีสุดท้ายของสัญญาฯ ให้นำตัวเลขที่สะสมในบัญชี Dispatch Shortfall และบัญชีน้ำล้น ไปคำนวณเป็นค่าไฟฟ้า แล้วนำไปหักลบกับรายได้สะสมจากการขาย EE หากรายได้จากการขาย EE มีมากกว่า Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. เท่ากับจำนวนเงินที่คำนวณจาก Dispatch Shortfall และน้ำล้น และ (5) เมื่อหักลบกันแล้วยังมีเงินเหลือในบัญชีรายได้สะสมของ EE Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. อีก 25% (ถือเป็นการแบ่งผลประโยชน์จากการที่ กฟผ. ช่วยซื้อไฟฟ้ามากกว่าที่ได้รับประกันซื้อ)
5.8 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities) : Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้ ดังนี้ (1) Development Security One (DS1) 5.72 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันลงนามสัญญาจนถึงวัน FCD (2) Development Security Two (DS2) 14.36 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวัน COD (3) Performance Security One (PS1) 12.84 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD และ (4) Performance Security Two (PS2) 4.32 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญาฯ
5.9 เหตุสุดวิสัย : (1) กรณีเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่ถูก FM กระทบสามารถหยุดปฏิบัติหน้าที่ตามสัญญาฯ ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติหน้าที่นั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย (Force Majeure Offset Amount: FMOA) ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่ง ในอัตราที่กำหนดในสัญญาฯ โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน (2) กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูก FM กระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่ง ตามที่กำหนดไว้ในสัญญาฯ แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ ได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน (3) กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ โดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment และ (4) กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น EGAT Access Rights Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาฯ ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการฯ เมื่อมีการบอกเลิกสัญญาฯ
5.10 การบอกเลิกสัญญาก่อน FCD (1) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure (TPFM) กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure (LPFM) กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ ค้ำประกัน และ หลัง FCD (1) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญาฯ หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการ และ (2) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญาฯ หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. Buy-out โครงการ
5.11 การยุติข้อพิพาท: หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการยุติข้อพิพาทที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ
5.12 กฎหมายที่ใช้บังคับ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 กับผู้พัฒนาโครงการ เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด
ทั้งนี้หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลา ในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
3. เห็นชอบให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 ซึ่งมีเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทด้วยวิธีอนุญาโตตุลาการ เสนอขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งหลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป พร้อมทั้งเห็นชอบในหลักการให้คณะกรรมการบริหารฯ ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน มีเป้าหมายในเชิงนโยบาย ในช่วง 10 ปี พ.ศ. 2556 - 2565 รวม 10,000 เมกะวัตต์ โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff สนพ. จึงได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจาก พืชพลังงานภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน และสอดคล้องกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวในระยะเริ่มต้น 100 เมกะวัตต์ และเป็นไปตามมติของ กพช. ในการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยได้จัดทำข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อ ไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน และใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสี เขียวจากพืชพลังงานของ พพ.
3. ข้อสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณขายไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ มีรายละเอียดดังนี้
(1) ข้อมูลระบบผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน เวลาทำงาน 330 วันต่อปี ผลิต ก๊าซชีวภาพได้ 3.64 ล้านลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อปี กำลังผลิตติดตั้ง 1.40 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1.00 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 7.61 ล้านหน่วยต่อปี และขายไฟฟ้าสู่ระบบจำหน่ายไฟฟ้า 6.85 ล้านหน่วยต่อปี
(2) วัตถุดิบที่เข้าและออกจากระบบก๊าซชีวภาพ ความต้องการหญ้าสดเข้าระบบ 140 ตันสด ต่อวัน อัตราการผลิตก๊าซชีวภาพต่อตันหญ้าสด 78.81 ลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อตันสด ผลิตก๊าซชีวภาพ ที่สัดส่วนมีเทน 55% ได้ 11,000 ลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อวัน และปริมาณสารปรับปรุงดินที่ได้จากระบบ 23.5 ตันต่อวัน
(3) เงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และรายได้อื่นๆ จากการเดินระบบ เงินลงทุนระบบรวม 100 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายดำเนินการและบำรุงรักษา 5 ล้านบาทต่อปี ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง 500 บาทต่อตัน อัตราการเพิ่มของราคาเชื้อเพลิง 2.5% ต่อปี และรายได้จากการจำหน่ายสารปรับปรุงดิน 2,000 บาทต่อตัน
4. สนพ. ได้จัดทำสมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานที่เหมาะสม ดังนี้ สัดส่วนหนี้สินต่อทุน (D/E) 1 : 1 อัตราดอกเบี้ย 7.00% (MLR) ระยะเวลาการกู้ 8 ปี อัตราผลตอบแทนส่วนทุน (IRR on equity) ร้อยละ 12 - 13 อายุโครงการ 20 ปี
5. ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรูปแบบ Feed-in Tariff จากการประเมินอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพพืชพลังงาน ภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงานที่มีปริมาณพลัง ไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1.0 เมกะวัตต์ ได้ผลสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุนตลอดอายุโครงการ 20 ปี ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน ภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงานภายใต้โครงการวิสาหกิจ ชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ด้วยอัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 20 ปี
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เร่งจัดทำระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงานภายใต้โครงการ วิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ในรูปแบบ Feed-in Tariff ต่อไป
เรื่องที่ 6 โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายทางด้านเศรษฐกิจที่จะส่งเสริมและผลักดันให้ อุตสาหกรรมพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ สร้างการจ้างงานโดยถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่ มีนโยบายที่จะสนับสนุนการกระจายรายได้ที่เป็นธรรม ลดความเหลื่อมล้ำทางเศรษฐกิจ รวมทั้งได้กำหนดนโยบายพลังงานที่จะส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี
2. กระทรวงพลังงาน โดย พพ. จึงได้จัดทำโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยจะส่งเสริมให้เกษตรกรรวมกลุ่มกันเป็นวิสาหกิจชุมชนหรือสหกรณ์การเกษตรทำ การปลูกพืชพลังงาน โดยมีสัญญาซื้อขายพืชพลังงานกับโรงงานผลิตก๊าซชีวภาพ และก๊าซชีวภาพที่ได้นำไปใช้ประโยชน์ใน 3 รูปแบบคือ ผลิตไฟฟ้า หรือนำไปผลิตเป็นก๊าซชีวภาพอัด (Compress Bio Gas: CBG) หรือนำไปใช้แทนก๊าซแอลพีจี (LPG) ซึ่งจะส่งผลให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง ผู้ประกอบการมีรายได้จากการนำก๊าซชีวภาพไปใช้ประโยชน์ และประเทศเกิดความมั่นคงทางด้านพลังงาน
3. พพ. ได้จัดทำรูปแบบการพัฒนาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยเน้นความร่วมมือระหว่างกลุ่มเกษตรกรและเอกชน เพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืนโดยเกิดการพึ่งพาระหว่างชุมชนที่เป็นเจ้า ของพื้นที่และแหล่งเชื้อเพลิง กับภาคเอกชนที่มีเทคโนโลยีการผลิตพลังงาน โดยพื้นที่ที่กระทรวงพลังงานกำหนด ซึ่งมีคณะอนุกรรมการบริหารการพัฒนาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานเป็นองค์กรพิจารณา ทั้งนี้เพื่อเป็นการช่วยเหลือเกษตรกรให้มีรายได้สุทธิที่แน่นอนและสูงกว่า พืชเศรษฐกิจอื่นๆ
4. เนื่องจากการลงทุนผลิตพลังงานจากพืชพลังงานมีต้นทุนในการผลิตพลังงานสูงกว่า พลังงาน เชิงพาณิชย์อื่น ๆ จึงจำเป็นต้องมีมาตรการสนับสนุนเพื่อส่งเสริมโครงการ ให้สามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน ดังนั้นจึงได้กำหนดมาตรการสนับสนุนโครงการ ดังนี้ (1) กำหนดมาตรการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราพิเศษ ให้การสนับสนุนกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ แบบคงที่ตลอดอายุโครงการ Feed-in Tariff : FiT ในอัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) กำหนดมาตรการรับซื้อก๊าซชีวภาพอัดด้วยอัตราพิเศษ ซึ่งจะได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดรายละเอียดต่อไป และ (3) สนับสนุนข้อมูล คำปรึกษาทางด้านเทคนิควิศวกรรม และอำนวยความสะดวกในการพิจารณาโครงการให้กับผู้ประกอบการ
5. การดำเนินการโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน เป็นการบูรณาการการทำงานร่วมกันของ 7 กระทรวง คือ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงมหาดไทย ซึ่งเป็นความร่วมมือตั้งแต่ต้นน้ำ (การจัดหาพื้นที่ พันธุ์ และเทคโนโลยีการเพาะปลูก) กลางน้ำ (เทคโนโลยีการหมัก และทำความสะอาดก๊าซ) และปลายน้ำ (การนำก๊าซไปใช้ประโยชน์ ในรูปแบบผลิตไฟฟ้า ก๊าซชีวภาพอัด ก๊าซชีวภาพทดแทนก๊าซแอลพีจี และวัสดุปรับปรุงดิน) ทั้งนี้ การส่งเสริมและขยายผลการผลิตพลังงานทดแทนระดับชุมชนในลักษณะวิสาหกิจชุมชน พลังงานสีเขียวอื่นๆ สามารถดำเนินการ ในลักษณะเดียวกันโดยใช้เทคโนโลยีอื่นที่มีศักยภาพ ได้แก่ ชีวมวล พลังน้ำ พลังงานแสงอาทิตย์ รวมทั้งขยะชุมชนโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน กำหนดเป้าหมายเชิงนโยบายไว้ที่ 10,000 เมกะวัตต์ โดยจะขอรับการสนับสนุนงบประมาณดำเนินการจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน เพื่อสนับสนุนที่ปรึกษาดำเนินโครงการ ทำหน้าที่บริหารโครงการระยะที่ 1 วงเงิน 300 ล้านบาท
6. ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินการ แบ่งเป็น
6.1 ภาคเกษตรกรรม ได้แก่ (1) มีการปลูกพืชพลังงาน 10 ล้านไร่ ในพื้นที่ที่มีศักยภาพ และ (2) เกษตรกรมีกำไรจากการปลูกพืชพลังงาน อย่างน้อย 3,500 บาทต่อไร่ต่อปี สูงกว่าการปลูกพืชไร่ เช่น อ้อย (กำไรประมาณ 2,000 บาทต่อไร่ต่อปี) มันสำปะหลัง (กำไรประมาณ 2,000 บาทต่อไร่ต่อปี) และไม่มีความผันผวนด้านราคา ทั้งนี้ สรุปผลประโยชน์สำหรับภาคเกษตรกรรม คิดเป็นมูลค่ารวม 7 แสนล้านบาท
6.2 ภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ (1) มีเงินลงทุนในภาคอุตสาหกรรมการผลิตพลังงาน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 1 ล้านล้านบาท (2) กรณีก๊าซชีวภาพที่ได้นำไปผลิตไฟฟ้าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1.5 ล้านล้านหน่วย มูลค่า 6.8 ล้านล้านบาท (อัตรารับซื้อ 4.50 บาทต่อหน่วย) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าสีเขียวที่มีความเสถียรภาพในด้านวัตถุดิบมาก และ (3) มีวัสดุปรับปรุงดินที่เหลือจากกระบวนการย่อยสลายแบบไม่ใช้อากาศ ประมาณ 800 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่า 1.6 ล้านล้านบาท หมุนเวียนกลับเข้าไปในระบบการปลูกพืชพลังงาน และพืชเศรษฐกิจอื่นๆ อันเป็นการลดการนำเข้าปุ๋ยเคมีจากต่างประเทศ ทั้งนี้ สรุปผลประโยชน์สำหรับภาคอุตสาหกรรม คิดเป็นมูลค่ารวม 9.4 ล้านล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชน พลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบคณะกรรมการเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าว ได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน และให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณดำเนินการจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ทั้งนี้ให้รายงานผลการดำเนินงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อ ไป
เรื่องที่ 7 แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาลซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต ลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับปี 2553 และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการจัดทำแผนปฏิบัติการและผลักดันสู่การปฏิบัติอย่างเป็นรูปธรรม โดยคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ตามมติ กพช. ที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบายและทิศทางการจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดยมีข้อเสนอแนะให้ปรับปรุงแผนปฏิบัติการฯ ในประเด็นที่สำคัญ เช่น เพิ่มเติมโครงการตามแผนพัฒนาการขนส่งที่ยั่งยืน ของกระทรวงคมนาคม โครงการตามแผน ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ที่เกี่ยวข้อง และปรับปรุงแผน ระยะสั้นให้ชัดเจนโดยเพิ่มเติมข้อมูลโครงการที่ได้ดำเนินการไปแล้วในปี 2554 - 2556 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้ปรับปรุงแผนตามข้อเสนอแนะของอนุกรรมการฯ เรียบร้อยแล้ว
3. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี มีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน ( Energy Intensity, EI) หรือพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลผลิตมวลรวม (GDP) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 (ค.ศ. 2030) เมื่อเทียบกับปี 2553 (ค.ศ. 2010) หรือจะต้องลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 จากความต้องการพลังงานกรณีปกติ (Business As Usual, BAU) หรือประมาณ 38,200 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
4. ยุทธศาสตร์ เพื่อขับเคลื่อนนโยบายสู่เป้าหมายภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์ที่ 1 การใช้มาตรการแบบผสมผสานทั้งการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) ยุทธศาสตร์ที่ 2 การใช้มาตรการที่จะส่งผลกระทบในวงกว้างในเชิงการสร้างความตระหนักและการ เปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้พลังงาน การตัดสินใจของผู้ประกอบการ และการเปลี่ยนทิศทางตลาด โดยเพิ่มนวัตกรรมในการรณรงค์และประชาสัมพันธ์ (3) ยุทธศาสตร์ที่ 3 การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงาน (4) ยุทธศาสตร์ที่ 4 การกระจายงานด้านการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงาน องค์กรภาครัฐและเอกชนที่มีความพร้อมด้านทรัพยากรและความเชี่ยวชาญ (5) ยุทธศาสตร์ที่ 5 การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญเพื่อให้คำปรึกษาและดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานที่ต้องใช้ เทคนิคที่สูงขึ้น และ (6) ยุทธศาสตร์ที่ 6 การเพิ่มการพึ่งพาตนเองด้านเทคโนโลยีเพื่อลดต้นทุนเทคโนโลยีและเพิ่มโอกาส การเข้าถึงเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง รวมทั้งการเสริมสร้างธุรกิจผลิตสินค้าที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง
5. แนวทางในการจัดทำแผนปฏิบัติการเพื่อให้เกิดความสัมฤทธิผลในการอนุรักษ์ พลังงานภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554 - 2573) โดยแผนปฏิบัติการจะแบ่งออกเป็น 2 ระดับ คือ (1) แผนผังยุทธศาสตร์หลัก (Master Plan) ซึ่งเป็นภาพรวมของการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในทุกภาคเศรษฐกิจ ที่จะต้องดำเนินการ และ (2) แผนผังยุทธศาสตร์รอง (Sectoral Plans) ในภาคเศรษฐกิจต่างๆ ที่จะดำเนินการในช่วงเวลาต่างๆ ประกอบด้วย แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานในภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง
6. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ตาม แผนผังยุทธศาสตร์หลัก (Master Plan) จะแบ่งการดำเนินการเป็นรายภาคเศรษฐกิจ ประกอบด้วย ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย และภาคการคมนาคมและการขนส่ง และจัดกลุ่มการดำเนินการโครงการตามหลักเกณฑ์ของ IEA โดยมีกลุ่มเป้าหมายและแผนงานดังนี้ (1) ระยะสั้น (2554-2559) กลุ่มเป้าหมายจะเป็นกลุ่มที่มีการดำเนินการอยู่แล้ว จะขยายผลความสำเร็จให้กว้างขวางยิ่งขึ้น ได้แก่ อาคาร/ที่พักอาศัย อุตสาหกรรม ขนส่งและบริการสาธารณะ (ไฟฟ้าสาธารณะ) โดยให้ความสำคัญโครงการที่มีผลสำเร็จมาแล้วและโครงการใหม่ที่จะให้ผลสำเร็จ ในระยะสั้น (2) ระยะกลาง (2560-2565) กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มที่มีศักยภาพในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานสูง ทั้งอาคาร/ที่พักอาศัย อุตสาหกรรม และภาคขนส่ง โดยใช้แนวทางสนับสนุนการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง การปรับเปลี่ยนเทคโนโลยีในกระบวนการผลิต การออกแบบและการก่อสร้างอาคารที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงขึ้น รวมทั้งกำหนดมาตรการควบคุมและป้องกันการนำเข้าและใช้งานอุปกรณ์ที่มี ประสิทธิภาพต่ำ และ (3) ระยะยาว (2566-2573) เพิ่มกลุ่มเป้าหมาย โดยแผนปฏิบัติงานหรือโครงการจะครอบคลุมทุกกลุ่มเป้าหมายและแนวทางที่ก่อให้ เกิดความสัมฤทธิ์ผลตามวิสัยทัศน์ของแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมฉบับที่ 11 ในการไปสู่สังคมคาร์บอนต่ำที่เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม
7. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานรายภาคเศรษฐกิจ (Sectoral Plans) ได้กำหนดพันธกิจและเป้าหมายของการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน ในภาคอุตสาหกรรมที่เป็นรูปธรรมอย่างมีนัยสำคัญ มีเป้าหมายลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 16,100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ไฟฟ้า 38,140 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง, ความร้อน 12,450 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 54 ล้านตันต่อปี (2) ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย ที่เป็นรูปธรรมอย่างมีนัยสำคัญ มีเป้าหมายลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 7,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบและลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 23 ล้านตัน ต่อปี และ (3) ภาคขนส่ง มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาคการขนส่งที่เป็นรูปธรรมอย่าง มีนัยสำคัญ มีเป้าหมาย ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 15,100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (เป็นพลังงานความร้อนทั้งหมด) และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 53 ล้านตันต่อปี
8. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554 - 2573) ตามยุทธศาสตร์หลักแยกตามรายภาคเศรษฐกิจสรุปได้ ดังนี้
| ภาคเศรษฐกิจ | กลยุทธ์ | มาตรการดำเนินการ |
| บูรณาการร่วม ภาคอุตสาหกรรม/ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 1.การบังคับใช้ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |
| 2. การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน (mandatory labeling) | ||
| 3. การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Performance Standard: MEPS) | ||
| 4.การบังคับใช้เกณฑ์ (Energy Efficiency Resource Standard: EERS) สำหรับธุรกิจพลังงานขนาดใหญ่ | ||
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 5.การจัดทำข้อตกลงการอนุรักษ์พลังงานแบบสมัครใจ (Voluntary Agreement: VA) | |
| 6.การสนับสนุนและจูงใจให้มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานแบบสมัครใจ | ||
| 7.การสนับสนุนด้านการเงินเพื่ออุดหนุนผลการประหยัดพลังงาน | ||
| 8.การสนับสนุนการดำเนินการของบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) | ||
| การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม | 9.การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้ด้านการอนุรักษ์พลังงาน | |
| 10.การผลักดันแนวคิดและส่งเสริมกิจกรรมด้าน การพัฒนาสังคมและเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (low carbon society และ low carbon economy) และรักษาสิ่งแวดล้อม | ||
| 11.มาตรการทางด้านราคาและภาษีเพื่อผลักดันให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมและสร้างความตระหนักการอนุรักษ์พลังงานและลดก๊าซเรือนกระจก | ||
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 12.การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนา | |
| 13.การส่งเสริมการสาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
| การพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน | 14.การส่งเสริมการพัฒนามืออาชีพด้านการอนุรักษ์พลังงาน | |
| 15 การส่งเสริมการพัฒนาความสามารถเชิงสถาบันของหน่วยงาน/องค์กรภาครัฐและเอกชน | ||
| ภาคอุตสาหกรรม | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 16. การเปรียบเทียบ (Benchmarking) ค่าพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลิต (Specific Energy Consumption: SEC) |
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 17. การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานของกระบวนการผลิต | |
| ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 18.การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของอาคาร |
| 19. การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานของอาคาร | ||
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 20. การสนับสนุนการติดฉลากประสิทธิภาพพลังงานของอาคารและบ้านที่อยู่อาศัย | |
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 21.การสนับสนุนการพัฒนาอาคารประหยัดพลังงานต้นแบบ | |
| การพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน | 22.การส่งเสริมการพัฒนามืออาชีพด้านการอนุรักษ์พลังงานสำหรับอาคาร | |
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 23.มาตรการด้านราคาและภาษีเพื่อผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในอาคารและบ้านที่อยู่อาศัย | |
| 24.การสนับสนุนการใช้อุปกรณ์/เครื่องใช้ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 25.การสนับสนุนการพัฒนาบ้านประหยัดพลังงานต้นแบบ | |
| ภาคขนส่ง | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 26.การบังคับให้ติดฉลากประสิทธิภาพพลังงานสำหรับยานยนต์ |
| 27.การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำสำหรับยานยนต์ | ||
| 28.มาตรการทางภาษีเพื่อผลักดันให้มีการเกิดการเปลี่ยนทิศทางตลาด | ||
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 29.การสนับสนุนการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานสูงสำหรับชิ้นส่วนยานยนต์ | |
| 30.การสนับสนุนการเดินทางด้วยระบบขนส่งมวลชน (mass transit) และขนส่งสินค้าด้วยระบบ Logistics ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
| การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม | 31. การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้การขับขี่อย่างประหยัดพลังงาน (eco-driving) | |
| 32.การผลักดันแนวคิดและส่งเสริมการพัฒนาระบบขนส่งอย่างยั่งยืน (sustainable transport system) และยกระดับคุณภาพอากาศในเขตเมือง | ||
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 33.การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนา | |
| 34.การส่งเสริมการสาธิตอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน |
9. เป้าหมายผลประหยัดตามแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554-2573) ในกรณีดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานได้ครบถ้วนตามแผนปฏิบัติการนี้ จะสามารถประหยัดพลังงานในปี 2573 ได้ 38,845 ktoe ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายตามกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ที่กำหนดไว้ 38,200 ktoe โดยรายละเอียดผลการประหยัดพลังงาน ณ ปี 2573 สรุปได้ดังนี้
| ภาคเศรษฐกิจ | เป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (ktoe) | ผลประหยัดจากการดำเนินโครงการตามแผนปฏิบัติการฯ (ktoe) | งบประมาณสนับสนุน | |
| (ล้านบาท) | (ร้อยละ) | |||
| อุตสาหกรรม | 16,100 | 16,480 | 69,066 | 53.8 |
| อาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | 7,000 | 7,042 | 46,244 | 36.0 |
| ขนส่ง | 15,100 | 15,323 | 13,010 | 10.2 |
| รวมทั้งหมด | 38,200 | 38,845 | 128,320 | 100.0 |
10. ปัจจัยความสำเร็จ (Success Factor) ที่จะทำให้สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่สำคัญๆ ได้แก่ (1) ต้องมีการดำเนินงานอย่างบูรณาการทั้งยุทธศาสตร์ กลยุทธ์ แผนงาน และโครงการต่างๆ อย่างครบถ้วน โดยเฉพาะการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนพฤติกรรม การประชาสัมพันธ์ รวมทั้งการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน และ (2) ต้องมีการดำเนินการในกิจกรรมที่มีต้นทุนการลงทุนสูงเปรียบเทียบกับกิจกรรม ที่มีต้นทุนการลงทุนที่ต่ำ เมื่อคำนึงถึง ผลประหยัดพลังงานในปริมาณที่เท่ากัน
11. การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในแต่ละปีจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานและการหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยแผนนี้จะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,845 ktoeต่อปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 140 ล้านตันต่อปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 1.1 ล้านล้านบาทต่อปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการกำกับติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 8 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. องค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) เป็นองค์กรระหว่างประเทศที่ก่อตั้งขึ้นในปี 2466 มีการดำเนินงานครอบคลุมพลังงานทุกสาขา และมีภารกิจหลักเพื่อส่งเสริมการจัดหาและการใช้พลังงานอย่างยั่งยืน โดยมีการดำเนินงานเกี่ยวกับการส่งเสริม การทำวิจัยเพื่อศึกษาแนวทางการจัดหา และการใช้พลังงานที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อสังคมและมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม น้อยที่สุด การจัดการประชุมทางวิชาการ และดำเนินงานร่วมกับองค์การพลังงานอื่นๆที่มีเป้าหมายในแนวทางเดียวกัน ซึ่ง ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก ตั้งแต่ปี 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
2. เมื่อวันที่4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน
3. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทยใหม่ ดังนี้ (1) ปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ (แทน ศ.ดร. บุญรอด บิณฑสันต์ ซึ่งถึงแก่อนิจกรรมด้วยโรคชราเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2555) (2) รองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมาย เป็นรองประธานคนที่ 1 (3) อธิบดี พพ. เป็นรองประธานคนที่ 2 (4) ยกเลิกตำแหน่ง รองประธานคนที่ 3 (5) ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ (6) ผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ (7) ระบุชื่อ 6 หน่วยงานหลัก เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการฯ และระบุหน่วยงานย่อยที่รับผิดชอบหลัก ดังนี้
| หน่วยงานหลักที่เพิ่ม | หน่วยงานย่อยที่รับผิดชอบหลัก |
| 1. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) | ผู้แทน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน |
| 2. กระทรวงการต่างประเทศ (กต.) | ผู้แทน กรมเศรษฐกิจระหว่างประเทศ |
| 3. กระทรวงคมนาคม (คค.) | ผู้แทน สำนักงานปลัดกระทรวงคมนาคม |
| 4. องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (อบก.) | ผู้แทน องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก |
| 5. กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) | ผู้แทน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี |
| 6. กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) | ผู้แทน สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม |
(8) ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นกรรมการ (แทนผู้แทนกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม) และ (9) ให้ถอน "ผู้แทนชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล" ออกจากองค์ประกอบคณะกรรมการฯ เนื่องจากไม่มีความชัดเจนในเรื่องสถานะของชมรม ดังนั้น รวมองค์ประกอบคณะกรรมการฯ ที่ได้ปรับปรุงใหม่ มีจำนวน 23 คน จึงขอนำเสนอ กพช.เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การ พลังงานโลกของประเทศไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอร่างคำสั่งให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติให้หน่วยงานราชการลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 10 เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ โดยมีมาตรการดังนี้ (1) มาตรการ ระยะสั้น โดยให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) ระดับความสำเร็จในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการ โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 กำหนดเป้าหมายลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อยร้อยละ 10 และ (2) มาตรการระยะยาว ให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง เร่งปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานไม่ให้เกิน "ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงาน" ภายในปีงบประมาณ พ.ศ. 2556 เพื่อเป็นตัวอย่างในการจัดการอาคารของเอกชนที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม
2. การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี ณ วันที่ 31 มกราคม 2556
2.1 มาตรการระยะสั้น ดำเนินการโดยกระทรวงพลังงาน ร่วมกับสำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา เริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 น้ำหนักคะแนนร้อยละ 2 เป้าหมายของระดับความสำเร็จคือ ลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณการใช้ปี 2554 ผลการดำเนินการ มาตรการนี้มี 8,975 หน่วยงาน ที่ต้องเข้าระบบประเมินผลตามที่สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนด ประกอบด้วย ส่วนกลาง 1,079 หน่วยงาน จังหวัด 7,658 หน่วยงาน และสถาบันอุดมศึกษา 238 หน่วยงาน ส่วนการดำเนินการในปีงบประมาณ 2556 สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" บรรจุในกรอบประเมินผลประจำปีงบประมาณ 2556 แล้ว โดยเพิ่มคะแนนจากร้อยละ 2 ในปี 2555 เป็นร้อยละ 3 ในปี 2556 รวมทั้งกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น ได้ให้ความร่วมมือที่จะแจ้งให้องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นประมาณ 7,853 แห่ง ที่ไม่ได้อยู่ในกรอบการประเมินผลของสำนักงาน ก.พ.ร. ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีด้วย
2.1 มาตรการระยะยาว ดำเนินการโดยจัดซื้อจัดหาอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงมาใช้ทดแทนของ เดิมที่มีอายุการใช้งานมานานให้กับอาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม ประมาณ 800 แห่ง โดยนำลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company : ESCO) มาใช้เพื่อแก้ปัญหาข้อจำกัดด้านงบประมาณที่จะต้องจัดหามาประมาณ 6,300 ล้านบาท โดย พพ. ร่วมมือกับ ESCO ที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกฟน. และ กฟภ. และเริ่มทดสอบความพร้อมกับมหาวิทยาลัย 2 แห่ง คือ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) และมหาวิทยาลัยเชียงใหม่
3. ข้อจำกัดและการแก้ไข : ข้อจำกัดด้านวิธีการงบประมาณของส่วนราชการในการจะนำงบประมาณหมวดค่า สาธารณูปโภคที่มีไว้เพื่อชำระค่าไฟฟ้านั้นไปจ่ายให้กับ ESCO ซึ่งจะต้องมีการเปลี่ยนหมวดรายจ่าย ไปเป็นหมวดที่เกี่ยวกับการลงทุนและบริหารจัดการ ส่วนวิธีการแก้ไขมีดังนี้ (1) พพ. กำลังประสานกับกระทรวงการคลัง เพื่อจัดทำแนวทางการเบิกจ่าย (2) จัดสรรเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้กับ พพ. เป็นจำนวนเงินกว่า 2,000 ล้านบาท เพื่อเร่งดำเนินการก่อน 500 แห่ง (3) พพ. ทำการสำรวจข้อมูลเครื่องใช้สำนักงานของอาคารของรัฐ และกำลังเตรียมจัดซื้อเครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูงและเปลี่ยนใช้แทนของ เดิม และ (4) สนพ. กำลังจัดทำแนวทางจัดการอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อ เพลิง ที่มีอายุการใช้งานมานานเสื่อมสภาพหรือชำรุด ตลอดจนวิธีการรายงานการถอดทำลายซากเพื่อให้แน่ใจว่า ของเก่าที่ถูกถอดออกไม่มีการนำไปใช้ในที่อื่นอีก ทั้งนี้ ในการดำเนินงานต่อไปกระทรวงพลังงานจะกำชับให้หน่วยงานต่างๆ เร่งดำเนินการแก้ไขข้อจำกัดต่างๆ และเร่งดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานอาคารของรัฐที่เป็นอาคาร ควบคุมที่มีอยู่ประมาณ 800 แห่ง ให้เสร็จภายในเดือนกันยายน 2556
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอลและน้ำมันดีเซล และเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล โดย (1) น้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และหากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการ ลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร และ (2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล ให้รักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) รวมทั้งคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ
1.2 แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGVให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม - 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจาก ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
1.3 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
1.4 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จาก โรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. ประเมินผลการดำเนินงานตามข้อ 1 เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล จาก สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ ไตรมาสที่ 3 ปี 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลของตลาดสิงคโปร์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 106.21, 122.21 และ 125.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบ ตึงตัวจากการประท้วงของคนงานแท่นขุดเจาะน้ำมันของนอร์เวและปัญหาการผลิตใน บริเวณทะเลเหนือ และความไม่สงบในตะวันออกกลาง รวมทั้งการผลิตน้ำมันดิบในอ่าวเม็กซิโกหยุดการผลิต อีกทั้งรัฐบาลจีนได้เผยแผนการลงทุนในระบบสาธารณูปโภคเพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ ไตรมาส 4 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลของตลาดสิงคโปร์ยังปรับตัวสูง โดย ราคาน้ำมันยังแกว่งตัวอยู่ในระดับสูงเนื่องจากการปะทะกันระหว่างซีเรียและ ตุรกี และความตึงเครียดเรื่องนิวเคลียร์อิหร่านที่ยังคงมีอยู่หลังสหภาพยุโรปออก มาตรการคว่ำบาตรอิหร่านเพิ่มเติม โดยสรุปปี 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ อยู่ที่ระดับ 107.75, 122.48 และ 122.43 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 ได้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.10, 3.30, 1.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในไตรมาส 3 และ 4 กบง. ได้มีมีมติปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 15 ครั้ง โดย คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งไม่กระทบต่อค่าขนส่งและค่าโดยสาร โดยอัตราที่เพิ่ม/ลด ขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดของน้ำมัน ทำให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 55 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.20, 2.80, 0.50 และ 1.50 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย ได้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกขึ้นตามราคาตลาดโลก ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 39.75, 35.43, 33.48 และ 29.53 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในวันที่ 13 และวันที่ 20 ตุลาคม 2555 กบง. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล E20 ต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 91 ลิตรละ 3 บาท และได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่เกินลิตรละ 30 บาท โดยวันที่ 31 ธันวาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 43.75, 37.83, 35.38 และ 29.79 บาท ต่อลิตร ตามลำดับ
5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 มีฐานะติดลบ 17,960 ล้านบาท จากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้น โดยกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีฐานะติดลบ 16,750 ล้านบาท
6. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 อยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดย กบง. เมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนกว่าจะได้ข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาหาข้อสรุปที่เป็นที่ยอมรับของทุกภาคส่วนและรอผล การศึกษาอัตราค่าบริการทางท่อซึ่งเป็นเงื่อนไขข้อกำหนดในการพิจารณาปรับราคา ขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV อยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ไม่เปลี่ยนแปลง
7. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี สนพ. ได้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม โดยในเดือนกรกฎาคม และสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 24.86 และ 29.56 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ และตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2555 อยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม
8. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม - 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. ได้เห็นชอบปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปี 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว ดังนี้ (1) ในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และ (2) ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ อย่างไรก็ตาม หากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าก๊าซ ธรรมชาติเหลว (ระยะสั้น) ในช่วงปี 2555 - 2559 โดยจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น (Short Term Contract) และจัดหา LNG เพิ่มเติมในรูปแบบของสัญญาระยะยาว (Long Term Contract) ในปี 2558 และรับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะยาว) ในช่วงปี 2560 - 2573
3. การจัดหา LNG ปี 2555 ปตท. ได้จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot สำหรับปี 2555 รวมจำนวน 14 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณนำเข้ารวม 0.97 ล้านตัน โดยแบ่งการจัดหาเป็น 2 ช่วง คือ (1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะสั้น (มกราคม - มิถุนายน 2555) จากผู้ขาย 2 ราย ได้แก่ บริษัท Repsol และบริษัท Total Gas & Power Limited ตั้งแต่ปี 2554 โดยในระหว่างเดือนมกราคม - มิถุนายน 2555 ได้ส่งมอบ LNG จำนวน 6 เที่ยวเรือ (ปริมาณรวม 0.42 ล้านตัน) และ (2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot (มิถุนายนถึง ธันวาคม 2555) ปตท. จัดหา LNG แบบ SPOT cargo ระหว่างเดือนมิถุนายน - ธันวาคม 2555 จำนวนอีก 8 เที่ยวเรือ (ปริมาณรวม 0.55 ล้านตัน) เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศ ส่วนการจัดหา LNG ปี 2556 - 2557 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ปี 2556 และ 2557 ปริมาณปีละ 2.4 และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ เพื่อให้สอดคล้องและเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 Revision 3)
4. การจัดหา LNG ในรูปแบบของสัญญาระยะยาว โดย กพช. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2558 เป็นเวลา 20 ปี และเงื่อนไขอื่นๆ ตาม SPA โดยร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว ทั้งนี้ บริษัท ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการดำเนินการจากนโยบายการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดยเห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไป ต่อมา คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นวันที่ 1 มกราคม 2556 ตามข้อเสนอของ กบง. เพื่อแก้ไขปัญหาขาดแคลนน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) จากเหตุการณ์โรงกลั่นบางจากไฟไหม้และโรงกลั่นบางรายหยุดซ่อมบำรุง
2. ธพ. ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2555 ลงวันที่ 12 ตุลาคม 2555 กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซินให้เหลือเพียงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 (ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91) และเปลี่ยนชื่อ "เบนซินออกเทน 95" เป็น "เบนซิน" ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 เป็นต้นไป ต่อมา ธพ. ได้ร่วมประชุมกับผู้ค้าน้ำมันเพื่อแก้ไขและบริหารจัดการน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) โดยคาดว่าเมื่อยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นซึ่งทำให้ความต้องการ G-Base เพิ่มขึ้นด้วย ซึ่งผู้ค้าน้ำมันมีศักยภาพในการนำเข้าประมาณ 30-45 ล้านลิตรต่อเดือน
3. กระทรวงพลังงานได้ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนรับทราบการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ผ่านสื่อต่างๆ โดย (1) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 โรงกลั่นจะยกเลิกผลิตน้ำมันเบนซิน 91 แต่ยังคงมีการผลิตเบนซิน 95 แต่ในระยะแรก (1-3 เดือน) จะยังคงมีน้ำมันเบนซิน 91 เหลือจำหน่าย (2) รถยนต์ตั้งแต่ปี 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 4 จังหวะ สามารถใช้แก๊สโซฮอลได้ สำหรับรถยนต์ก่อนปี 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 2 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 2 จังหวะ สามารถเข้าร่วมโครงการจัดตั้งศูนย์บริการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อให้ใช้ น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ และ (3) การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 แล้วเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลจะเกิดผลดี คือ การประหยัดค่าใช้จ่าย เนื่องจากน้ำมันแก๊สโซฮอลมีราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซินประมาณ 7 บาทต่อลิตร (หักความสิ้นเปลืองแล้ว) ผลดีต่อภาคเกษตรเนื่องจากความต้องการใช้เอทานอลจะเพิ่มขึ้นทำให้เกษตรกรมี รายได้เพิ่มขึ้น ผลดีต่อด้านเศรษฐกิจโดยการใช้ผลิตผลในประเทศจะเกิดการจ้างงาน ผลดีต่อสิ่งแวดล้อมโดย น้ำมันแก๊สโซฮอลจะเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และผลดีต่อความมั่นคงทางพลังงานโดยการใช้แก๊สโซฮอลจะช่วยลดการพึ่งพาการนำ เข้าน้ำมันจากต่างประเทศ
4. มาตรการบรรเทาผลกระทบ โดย พพ. ได้จัดตั้งศูนย์บริการปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ (ระยะที่ 1) ซึ่งกระทรวงพลังงานรับผิดชอบในส่วนของค่าแรงในการปรับแต่ง มีสถาบันการศึกษาของรัฐ ได้แก่ วิทยาลัยอาชีวศึกษาและมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีราชมงคลเข้าร่วมโครงการกว่า 200 แห่ง ทั่วประเทศ เป็นผู้ดำเนินการปรับแต่ง กลุ่มเป้าหมายคือ รถยนต์ก่อนปี ค.ศ. 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 2 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 2 จังหวะ จำนวนรวมประมาณ 200,000 คัน ระยะเวลาดำเนินการตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2555 - 24 เมษายน 2556
5. ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเปรียบเทียบก่อนและหลังยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
| การใช้กลุ่มเบนซิน (ล้านลิตรต่อวัน) |
ช่วงก่อนการยกเลิก น้ำมันเบนซิน 91 | ช่วงเตรียมการปรับเปลี่ยน | ช่วงยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 แล้ว แต่ยังมีน้ำมันค้างสต็อกจำหน่าย |
| มกราคม ถึง กันยายน 2555 | ตุลาคม ถึง ธันวาคม 2555 | มกราคม 2556 (วันที่ 1-27) |
|
| กลุ่มเบนซิน | 20.62 | 22.23 | 21.17 |
| เบนซิน 91+95 | 8.96 | 8.65 | 4.21 |
| เบนซิน 91 | 8.84 | 8.55 | 3.38 |
| เบนซิน 95 | 0.12 | 0.10 | 0.83 |
| แก๊สโซฮอล | 11.66 | 13.58 | 16.69 |
| แก๊สโซฮอล 91 | 5.61 | 6.31 | 7.43 |
| แก๊สโซฮอล 95 | 5.14 | 5.63 | 7.26 |
| แก๊สโซฮอล อี 20 | 0.84 | 1.49 | 1.80 |
| แก๊สโซฮอล อี 85 | 0.08 | 0.16 | 0.19 |
| เอทานอล | 1.31 | 1.62 | 1.99 |
5.1 หลังจากที่โรงกลั่นน้ำมันหยุดผลิตน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 การใช้ เอทานอลได้ปรับเพิ่มขึ้นจาก 1.31 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูล 9 เดือนแรกของปี 2555) มาอยู่ที่ 1.99 ล้านลิตร ต่อวัน (ข้อมูลเดือนมกราคม 2556) การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลได้ปรับเพิ่มขึ้นจาก 11.66 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูล 9 เดือนแรกของปี 2555) มาอยู่ที่ 16.69 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูลเดือนมกราคม 2556) ซึ่งทำให้สัดส่วนการจำหน่ายแก๊สโซฮอลปรับเพิ่มจาก % ของการจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน มาอยู่ที่ 79% ในเดือนมกราคม 2556 และในช่วง 1-3 เดือนแรก ยังคงมีการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 91 ซึ่งเป็นน้ำมันที่เหลือค้างถัง แต่ ความต้องการใช้น้ำมันเบนซิน 91 ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.38 ล้านลิตรต่อวัน และสถานีบริการเบนซิน 91 ได้ทยอยปรับเปลี่ยนหัวจ่าย สำหรับปริมาณคงเหลือน้ำมันเบนซิน 91 ของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ณ วันที่ 31 มกราคม 2556 อยู่ที่ 6.3 ล้านลิตร ซึ่งคาดว่าคงเหลือจำหน่ายในสถานีบริการบางแห่งถึงเดือนมีนาคม 2556 สำหรับการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ได้ทยอยปรับเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 0.83 ล้านลิตรต่อวัน
5.2 การปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ ปัจจุบันได้จัดตั้งศูนย์ปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ จำนวน 186 แห่งทั่วประเทศ และคาดว่าจะเปิดครบทั้ง 204 แห่ง ในเดือนมีนาคม 2556 ปัจจุบันมีรถยนต์ รถจักรยานยนต์ และเครื่องจักรกลการเกษตรเข้าร่วมโครงการรวม 2,354 คัน
5.3 จากแผนการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง คาดว่าการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะทำให้การใช้น้ำมัน แก๊สโซฮอลและน้ำมันเบนซิน 95 เพิ่มขึ้น และการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลจะคิดเป็นร้อยละ 80-90 ของการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซิน และการใช้น้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ร้อยละ 10-20 ของการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซิน และพบว่าจะมีสถานีบริการน้ำมันเบนซิน 91 ที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ดำเนินการเอง เปลี่ยนมาจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลประมาณร้อยละ 40-50 และอีกร้อยละ 50-60 จะเปลี่ยนไปจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ซึ่งจะทำให้มีสถานีบริการ แก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นประมาณ 1,500-1,800 แห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 สถานการณ์พลังงานปี 2555 และแนวโน้มปี 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงานปี 2555 สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) รายงานแนวโน้มเศรษฐกิจไทยในปี 2555 ขยายตัวร้อยละ 5.5 ซึ่งส่งผลต่อการใช้พลังงานโดยรวมของประเทศในปี 2555 ดังนี้ (1) การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น อยู่ที่ระดับ 1,970 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.3 โดยการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นในทุกประเภท (2) การใช้พลังงาน มีมูลค่า 2,140,299 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.9 (3) การนำเข้าพลังงาน มีมูลค่า 1,442,653 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 16.6 โดยส่วนใหญ่ร้อยละ 77 เป็นมูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบ และ (4) การส่งออกพลังงาน มีมูลค่า 401,564 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 24.6 โดยร้อยละ 85 เป็นมูลค่าการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป
2.สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด
2.1 น้ำมันดิบ มีปริมาณการนำเข้าอยู่ที่ระดับ 858 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.0 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบนำเข้าอยู่ที่ระดับ 1 14 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล
2.2 น้ำมันสำเร็จรูป ารใช้เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 5.6 โดย (1) น้ำมันเบนซิน การใช้อยู่ที่ระดับ 21.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 ส่วนใหญ่เป็นการเพิ่มขึ้นของกลุ่มแก๊สโซฮอล เนื่องจากมาตรการจูงใจทางด้านราคา (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล การใช้อยู่ที่ระดับ 12.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2 โดยการใช้ แก๊สโซฮอล 95 (E20) เพิ่มขึ้นร้อยละ 64.8 เนื่องจากมาตรการจูงใจด้านราคาที่เพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่าง E20 และ E10 ให้มากขึ้น และมีสถานีบริการที่เพิ่มขึ้น โดยปัจจุบันมีสถานีบริการ 1,310 แห่ง (3) น้ำมันดีเซล การใช้อยู่ที่ระดับ 56.2 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.1 ตามภาวะเศรษฐกิจของประเทศที่ขยายตัวและการตรึงราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับไม่ เกิน 30 บาทต่อลิตร และ (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้ที่ระดับ 7,353 พันตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 โดยมีการใช้แยกเป็นรายสาขา ได้แก่ ภาคครัวเรือน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 41 ของการใช้ทั้งหมด มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 14.6 ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 35 เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 การใช้ในรถยนต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 14 เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 ภาคอุตสาหกรรม คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 8 ลดลงร้อยละ 14.1 ซึ่งลดลงต่อเนื่องหลังจากที่ กพช. มีมติปรับราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 และการใช้เป็นพลังงาน (own used) คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 2 ลดลงร้อยละ 16.4
2.3 น้ำมันภาคขนส่งทางบก มีการใช้เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.5 โดยน้ำมันดีเซลมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 57 รองลงมาคือน้ำมันเบนซินมีสัดส่วนร้อยละ 26 NGV มีสัดส่วนร้อยละ 11 และ LPG มีสัดส่วนร้อนละ 6 โดยการใช้ NGV เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 21.4 ถึงแม้ว่าในช่วงต้นปีจะมีการปรับราคาขายปลีกขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขยายปลีกไว้ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงสิ้นปี แต่เนื่องจากราคาที่ถูกกว่าน้ำมันจึงจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้ NGV มากขึ้น ส่วนการใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 ถึงแม้ว่าในช่วงต้นปีจะมีการปรับราคาขายปลีกขึ้นเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขายปลีกไว้ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัมจนถึงสิ้นปี แต่เนื่องจากราคาที่ถูกกว่าน้ำมันและจำนวนสถานีบริการที่มากกว่า NGV จึงส่งผลให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้ LPG เพิ่มมากขึ้น
2.4 ก๊าซธรรมชาติ มีการใช้อยู่ที่ระดับ 4,508 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.1 โดย การใช้เพิ่มขึ้นในทุกสาขา
2.5 ลิกไนต์/ถ่านหิน มีการใช้อยู่ที่ระดับ 16 ,622 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2 โดยในปีนี้ IPP มีการใช้ถ่านหินมากขึ้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าเก็คโค่ วัน ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 660 เมกะวัตต์ ได้เริ่มขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2555
2.6 ไฟฟ้า กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า อยู่ที่ 32 ,600 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Gross Peak) เกิดขึ้นเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 26 เมษายน เวลา 14.30 น. ที่ระดับ 26,774 เมกะวัตต์ สูงกว่า Peak ของปีก่อนร้อยละ 9.2 การผลิตไฟฟ้า อยู่ที่ 176,187 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.5 โดยส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67 รองลงมาคือ ลิกไนต์/ถ่านหินคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 20 การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ 161,784 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.7 เนื่องจากในช่วงต้นปีภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมเริ่มฟื้นตัวจากวิกฤติอุทกภัย รวมทั้งนโยบายกระตุ้นเศรษฐกิจต่างๆ และสภาพอากาศที่ร้อนอบอ้าว ส่งผลให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45
3. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2556 : สศช. คาดว่าในปี 2556 ภาวะเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวร้อยละ 4.5 - 5.5 จากอุปสงค์ภายในประเทศที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งการขยายตัวของลงทุนของภาครัฐและเอกชน และคาดว่าราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเฉลี่ยจะอยู่ที่ระดับ 108 - 113 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงประมาณการการใช้พลังงานของประเทศปี 2556 ดังนี้
3.1 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 2 ,076 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบ ต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2555 ร้อยละ 5.4
3.2 น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าจะมีปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดย (1) น้ำมันเบนซิน คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.0 จากนโยบายรถยนต์คันแรกที่จะมีรถยนต์เข้าสู่ระบบประมาณ 1 ล้านคัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นรถที่ใช้น้ำมันเบนซิน (2) น้ำมันดีเซล คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.6 ตามภาวะเศรษฐกิจที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง รวมทั้งถ้ารัฐบาลยังมีนโยบายให้คงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับต่ำ (3) น้ำมันเครื่องบิน คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 จากการขยายตัวของการท่องเที่ยว (4) LPG คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เนื่องจากความต้องการในภาคครัวเรือนและในรถยนต์เพิ่มขึ้น ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมจะไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก เนื่องจากการผลิตในประเทศมีจำกัดและการนำเข้ามีราคาสูง และ (5) น้ำมันเตา คาดว่า มีการใช้ลดลงเล็กน้อยร้อยละ 1.9 เนื่องจากการใช้ในอุตสาหกรรมและในการผลิตไฟฟ้าลดลง
3.3 ก๊าซธรรมชาติ คาดว่าปริมาณความต้องการในปี 2556 จะเพิ่มขึ้นจากปี 2555 ร้อยละ 7.6 โดยมีการใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.8 การใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.8 การใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.3 และใช้เพื่อเป็นเชื้อเพลิงสำหรับรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.7 แต่ถ้าหากมีการปรับราคาขายปลีก NGV เพิ่มขึ้นอาจส่งผลให้การใช้ NGV ขยายตัวไม่สูงมาก
3.4 ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าในปี 2556 คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.9 ตามภาวะเศรษฐกิจที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องจากปีที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2555-2559 และเห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
2. คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2555 ได้เห็นชอบแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากลั่นกรองงบประมาณประจำปี 2556 ของกองทุนฯ และแนวทาง/หลักเกณฑ์ที่สำคัญในการพิจารณางบประมาณกองทุนฯ โดยทำการพิจารณาถึงความสอดคล้องของโครงการ กับภารกิจที่สำคัญ คือ (1) ภารกิจตามข้อกำหนด/กฎหมาย และเจตนารมณ์ของกองทุนฯ ตามมาตรา 25 แห่ง พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (2) ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน (3) ภารกิจตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และ (4) ภารกิจตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ซึ่ง ในปีงบประมาณ 2556 มีหน่วยงานขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ รวม 1 76 โครงการ เป็นเงินทั้งสิ้น 11,883,744,458 บาท
3. คณะทำงานฯ ได้ประชุมพิจารณากลั่นกรองงบประมาณรายจ่ายปี 2556 รวม 9 ครั้ง ในช่วงวันที่ 20 สิงหาคม 2555 - 20 กันยายน 2555 โดยคำนึงถึงแนวทางที่คณะอนุกรรมการกองทุนฯ เห็นชอบ รวมทั้งแนวทางและหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) หากเป็นโครงการต่อเนื่อง จะต้องมีความก้าวหน้าเกินกว่าร้อยละ 50 ของแผนงาน (2) เป็นโครงการที่มีศักยภาพในการขยายผล และ (3) โครงการที่ขอรับการสนับสนุนต้องไม่ซ้ำซ้อนกับหน่วยงานที่เคยดำเนินการแล้ว โดยผลการพิจารณาเห็นควรสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานตามแผนเพิ่ม ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน รวม 96 โครงการ เป็นเงินทั้งสิ้น 5,506,513,663 บาท แบ่งเป็น 2 หน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ ดังนี้ (1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 59 โครงการ เป็นเงิน 4,113,045,452 บาท และ (2) สนพ. จำนวน 37 โครงการ เป็นเงิน 1,393,468,211 บาท
4. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้ มีมติอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนฯ เป็นจำนวน 5 ,506,513,663 บาท แบ่งเป็น (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน จำนวนเงิน 4,476,913,632 บาท (2) แผนพลังงานทดแทน จำนวนเงิน 869,227,420 บาท และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ จำนวนเงิน 160,372,611 บาท ทั้งนี้ การดำเนินโครงการตามงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนฯ ภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน จะสามารถให้ผลประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 230.98 ktoe และเห็นชอบในหลักการให้เพิ่มกรอบวงเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2556 จำนวนไม่เกิน 1,100 ล้านบาท สำหรับดำเนินโครงการในด้านการสร้างความตระหนัก ปลูกจิตสำนึก และสร้างความรู้ความเข้าใจด้านการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อนำไปสู่การปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 34/2 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยมาตรา 15 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอก ซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนและให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภท ของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอ ต่อคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบและรายงานผลการสอบบัญชีและการเงินตามวรรคสอง ให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบและจัดให้มี การประกาศในราชกิจจานุเบกษา
2. สตง. ได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2554 และ 2553 แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้รับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 21,713.84 ล้านบาท และ ณ วันที่ 18 มกราคม 2556 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 28,744.82 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 16 การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงฯ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่อง ขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร ที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน โดยให้หัวหน้าหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่งให้ความร่วมมือในการตรวจ ประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ (ไม่รวมอาคารปรับปรุง)ตามที่กฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการออกแบบอาคารเพื่ออนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 กำหนด และเห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาคำขอตั้งงบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ ของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่ได้ตรวจประเมินแบบแล้ว โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2556
2. ณ วันที่ 29 มกราคม 2556 พพ. ได้ตรวจประเมินแบบอาคารให้กับหน่วยงานทั้งภาครัฐและเอกชน สรุปได้ดังนี้
2.1 ในปีงบประมาณ 2556 ตรวจประเมินทั้งหมด 23 แบบ (ภาครัฐ 20 แบบ และภาคเอกชน 3 แบบ) ผ่านเกณฑ์และออกหนังสือผลการตรวจประเมินแบบอาคาร 12 แบบ (ภาครัฐ 10 แบบ และภาคเอกชน 2 แบบ) ไม่ผ่านเกณฑ์และให้ข้อเสนอแนะ 2 แบบ (ภาครัฐ 1 แบบ และภาคเอกชน 1 แบบ) และส่งเรื่องคืน (เป็นอาคารไม่เข้าข่ายตามกฎกระทรวง/ข้อมูลไม่ครบถ้วน) 10 แบบ (ภาครัฐ 9 แบบ และภาคเอกชน 1 แบบ)
2.2 ในปีงบประมาณ 2557 พพ. ได้พิจารณาและออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารให้กับหน่วยงานภาค รัฐที่ยื่นคำขอตั้งงบประมาณก่อสร้างอาคารใหม่ และจำนวนแบบอาคารที่ตรวจประเมินทั้งหมด 9 แบบ ผ่านเกณฑ์และออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารภาครัฐทั้งหมด 4 แบบ อยู่ระหว่างการตรวจประเมินแบบอาคาร 5 แบบ
3. พพ. ได้ดำเนินการเรื่องอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (ตั้งแต่ปี 2553-ปัจจุบัน) ได้แก่ (1) การจัดทำโปรแกรมสำเร็จรูปและคู่มือการฝึกอบรมการใช้โปรแกรมในการตรวจประเมิน การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และจัดอบรมการใช้โปรแกรมสำเร็จรูปการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (2) การจัดตั้ง ศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ และขอความร่วมมือสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) นำกฎกระทรวงว่าด้วยการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ไปเป็นส่วนหนึ่งของรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (3) จัดประชุมชี้แจงขั้นตอนการตรวจสอบและประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ พลังงานของหน่วยงานภาครัฐ และจัดประชุมชี้แจงขั้นตอนการตรวจสอบและประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ พลังงานของหน่วยงานภาคเอกชน และ (4) ดำเนินการตรวจประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงโดยใช้โปรแกรม สำเร็จรูปในการตรวจประเมินแบบอาคาร ให้แก่หน่วยงานภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และเอกชน จำนวน 175 อาคาร
4. แผนการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2557 มีดังนี้ (1) จัดทำหนังสือถึงหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่ง เพื่อแจ้งเตือนให้หน่วยงานภาครัฐทุกแห่ง (ระดับกรมหรือเทียบเท่า) ที่ต้องการจะของบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ ในปีงบประมาณ 2557 เป็นต้นไป จะต้องตรวจประเมินแบบอาคาร ตามมติคณะรัฐมนตรี (2) ประสานกับหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับการออกแบบอาคารภาครัฐ เพื่อออกแบบอาคารมาตรฐานและใช้เป็นต้นแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานของ ภาครัฐ (3) ตรวจประเมินแบบและ ออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามจำนวนที่หน่วยงานภาครัฐ ยื่นคำขอตั้งงบประมาณการก่อสร้างอาคารใหม่ ตามกรอบปฏิทินการขอตั้งงบประมาณประจำปี 2557 รวมทั้งบริการตรวจประเมินแบบอาคารของหน่วยงานเอกชนทั้งประเทศ (4) เผยแพร่องค์ความรู้ด้านการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามที่กฎหมาย กำหนด โดยผลักดันให้มีการเรียนการสอนในสถาบันการศึกษา และพัฒนาความรู้ให้กับสมาชิกขององค์กรวิชาชีพ เช่น สภาวิศวกร หรือสภาสถาปนิก เป็นต้น และ (5) ปรับปรุงแก้ไขกฎหมายเพื่อให้ พ.ร.บ. ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมีผลบังคับใช้ด้วยตนเอง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 143 - วันพฤหัสบดีที่ 4 ตุลาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2555 (ครั้งที่ 143)
วันพฤหัสบดีที่ 4 ตุลาคม 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
2.แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
9.ผลการดำเนินงานด้านพลังงานของรัฐบาล (ส.ค. 54 - ก.ย.55)
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
1. มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไปและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปแก้ไขปัญหาการผลิตและการนำเข้า น้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. สถานการณ์การผลิตและการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันโรงกลั่นน้ำมันมีกำลังการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานสูงสุดประมาณ 495 ล้านลิตรต่อเดือน และปริมาณความต้องการใช้อยู่ที่ระดับ 296 ล้านลิตรต่อเดือน จึงมีกำลังการผลิตส่วนเกิน 199 ล้านลิตรต่อเดือน ขณะที่โรงงานผลิตเอทานอล มีจำนวน 20 แห่ง กำลังการผลิตรวม 104 ล้านลิตรต่อเดือน และความต้องการใช้เฉลี่ย 39 ล้านลิตรต่อเดือน ทำให้มีกำลังการผลิตส่วนเกิน 65 ล้านลิตรต่อเดือน อย่างไรก็ตาม ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเฉลี่ยเดือนมกราคม - กรกฎาคม 2555 อยู่ที่ระดับ 625 ล้านลิตรต่อเดือน เป็นน้ำมันเบนซิน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 อยู่ที่จำนวน 274, 154, 167 และ 23 ล้านลิตรต่อเดือน ตามลำดับ
3. จากผลการศึกษาของสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้ประมาณการความต้องการใช้ น้ำมันกลุ่มเบนซินภายหลังยกเลิกเบนซิน 91 โดยคาดว่า กรณีที่ 1 หากประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 95 ร้อยละ 17 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ร้อยละ 58 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ร้อยละ 25 ส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานอยู่ที่ 526 ล้านลิตรต่อเดือน และกรณีที่ 2 หากประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 95 ร้อยละ 25 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ร้อยละ 50 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ร้อยละ 25 จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานอยู่ที่ 505 ล้านลิตรต่อเดือน โดยที่โรงกลั่นน้ำมันมีขีดความสามารถสูงสุดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน เพียง 495 ล้านลิตรต่อเดือน จึงไม่เพียงพอที่จะรองรับปริมาณความต้องการใช้ในกรณีที่ 1 ได้ สำหรับกรณีที่ 2 ทำให้ต้องมีการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐานจากต่างประเทศ
4. จากเกิดเหตุเพลิงไหม้โรงกลั่นบางจากเมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2555 ส่งผลทำให้น้ำมันเบนซินพื้นฐานหายไป 51 ล้านลิตร/เดือน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม - กันยายน 2555 และจะเริ่มผลิตได้ตามปกติใน ไตรมาส 4 ประกอบกับโรงกลั่นไทยออยล์และโรงกลั่นไออาร์พีซี หยุดซ่อมบำรุงหลังจากที่โรงกลั่นกลับมาผลิตตามปกติในเดือนตุลาคม 2555 โรงกลั่นที่หยุดการผลิตและผู้ค้าน้ำมันจะต้องใช้เวลาประมาณ 2 - 3 เดือน ในการจัดหาน้ำมันเพื่อเพิ่มปริมาณน้ำมันคงเหลือให้กลับมาอยู่ในระดับปกติ
5. หากไม่มีการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จะต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 31 ล้านลิตรต่อเดือน หากมีมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จะต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 22 ล้านลิตรต่อเดือน
6. เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาปัญหาการผลิตและการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และได้มีมติเห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556
7. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหา ดังนี้ 1) เลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556 เพื่อให้โรงกลั่นสามารถบริหารจัดการการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานได้เพียงพอ ใช้ในประเทศ 2) เพื่อแก้ไขปัญหาการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน จึงควรปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น ซึ่งจะมีผลทำให้มีการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานในการผสมน้ำมันแก๊สโซฮอลน้อยลง 3) เร่งประชาสัมพันธ์รณรงค์ให้เกิดการยอมรับการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ ใช้รถยนต์และจักรยานยนต์ให้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556
2. เห็นชอบมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 กับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น
3. เห็นชอบมอบหมายกระทรวงพลังงานเร่งประชาสัมพันธ์รณรงค์ให้เกิดการยอมรับการ ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ใช้รถยนต์และจักรยานยนต์ให้มากขึ้น
4. มอบหมายให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ร่วมกันกำหนดทิศทางเกี่ยวกับพืชเกษตรที่สามารถนำมาเป็นพลังงานได้ โดยพิจารณาถึงศักยภาพและความเป็นไปได้ในการผลิต
เรื่องที่ 2 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. โดยรวมความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคไฟฟ้า (ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) ภาคอุตสาหกรรม (สอดคล้องแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ไปยังส่วนภูมิภาค) ภาคขนส่ง (สอดคล้องกับนโยบายรัฐฯ ที่ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคขนส่ง) และ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติ ของประเทศจะเพิ่มขึ้นจากระดับ 4,167 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2554 เป็น 5,331 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2559 คิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 5.1 ต่อปี ในช่วงปี 2554-2559 และในระยะยาวคาดว่าเพิ่มสูงขึ้นถึงระดับ 6,999 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2573
3. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
3.1 การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศและประเทศเพื่อนบ้าน
- แผนการจัดหาระยะสั้น (ปี 2555 - 2563) การจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศจากสัญญาฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกและจากแหล่งในอ่าวไทย เช่นแหล่ง ยูโนเคล (หรือ CTEP ในปัจจุบัน) ไพลิน บงกช อาทิตย์ เจดีเอ ฯลฯ และจากแหล่งก๊าซธรรมชาติเดิมที่ขยายอายุสัมปทาน และแหล่งที่มีศักยภาพ เช่น แหล่งไพลินส่วนเพิ่ม รวมทั้งจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างประเทศเมียนมาร์ เช่น แหล่งยาดานา แหล่งเยตากุน และจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งซอติก้า (M9) และแหล่งที่มีศักยภาพ เช่น แหล่ง M11
- การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งที่มีศักยภาพ ตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไป จัดหาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ OCA และ แหล่งนาทูน่า ประเทศอินโดนีเซีย
3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงปี 2555-2573
ดำเนินการจัดหาในรูปแบบ Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณที่กำหนดตามแผนจัดหา LNG และจัดหาจาก บริษัท Qatargas ในรูปแบบสัญญาระยะยาวปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ จะดำเนินการจัดหาในรูปแบบสัญญาระยะยาวจากกลุ่มผู้ขายที่มีโครงการผลิต LNG อยู่แล้ว (Portfolio Suppliers) อาทิ ประเทศออสเตรเลีย ประเทศอเมริกา ประเทศแคนาดา ประเทศโมซัมบิก และจากโครงการ FLNG
4. ประมาณการค่าไฟฟ้าตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 จากแผนจัดหาก๊าซฯ ในปี 2573 จำเป็นต้องจัดหา LNG ในปริมาณประมาณ 23.2 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการก๊าซฯ และ กฟผ. ได้ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยในระยะยาว พบว่าในปี 2573 ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 4.95 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อเปรียบเทียบกับประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกที่ประมาณการโดยคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ที่ 4.47 - 5.00 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าค่าไฟฟ้าอยู่ในกรอบค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประมาณการไว้
5. ผลกระทบหากไม่สามารถดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ตามแผนจัดหาระยะยาว ในกรณีที่ไม่สามารถขยายอายุสัมปทาน และ/หรือจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งในพื้นที่ OCA ได้ตามแผน จะส่งกระทบให้ประเทศจะต้องนำเข้า LNG มาทดแทนมากขึ้น เพื่อตอบสนองต่อความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้นใน ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง นอกจากนี้ การลดลงของก๊าซฯ ในอ่าวไทยจะส่งผลต่อการผลิต LPG ในประเทศ โดยจะทำให้ในปี 2573 ประเทศต้องนำเข้า LPG ในปริมาณ 10.4 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่าถึง 3.5 ล้านล้านบาท และยังส่งผลกระทบต่อเนื่องไปยังอุตสาหกรรมปิโตรเคมี อีกทั้งอาจส่งผลให้เกิดปัญหาการว่างงานขึ้นถึง 500,000 คน ดังนั้นเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดแคลนพลังงานที่จะมีผลกระทบอย่างรุนแรงต่อ ประเทศ ภาครัฐควรมี แนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนภายในปี 2558 สำหรับแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่จะสิ้นอายุสัมปทาน และควรเร่งดำเนินการเจรจาแหล่งก๊าซฯ ในพื้นที่ OCA ให้บรรลุข้อตกลงในปี 2556 เพื่อให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซฯ ในพื้นที่ OCA ได้ในปี 2565
6. กกพ. มีความเห็นและข้อสังเกตในการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวดังต่อไปนี้
6.1 ควรมีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการเพื่อให้เกิดความต่อเนื่องของจัดหาก๊าซฯ ในอ่าวไทย โดยต้องเตรียมการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 5 ปี ก่อนที่แหล่งสัมปทานก๊าซฯ ในอ่าวไทยจะสิ้นสุดลง ตั้งแต่ปี 2564 สำหรับการจัดหาก๊าซฯ จากแหล่ง OCA (Overlapped Claiming Area) ควรมีการเตรียมการดำเนินการในเรื่องดังกล่าวเป็นการล่วงหน้า เนื่องจากต้องมีระยะเวลาสำหรับการดำเนินการตั้งแต่การทำความตกลงระหว่าง ประเทศจนถึงการนำก๊าซฯ มาใช้งานไม่น้อยกว่า 10 ปี รวมทั้ง ควรมีการจัดเตรียมแผนรองรับในกรณีที่ไม่สามารถจัดหาก๊าซฯ ได้ตามแผนจัดหาก๊าซฯ ระยะยาวด้วย
6.2 สัดส่วนการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้น จะทำให้ราคาก๊าซฯ เฉลี่ยที่นำมาใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น และจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนในที่สุด จึงเห็นควรให้ ปตท. มีการเตรียมการจัดหา LNG ให้เพียงพอ ในราคาที่เหมาะสม และมีต้นทุนที่ต่ำที่สุด ทั้งนี้ เพื่อประโยชน์ต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
6.3 การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ในระยาว ควรจัดทำกรณีศึกษาในหลายๆ ทางเลือก โดยเพิ่มเติมกรณี Optimistic, Pessimistic, Most likely ทั้งในด้านราคาและปริมาณก๊าซฯ เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบและพิจารณาเลือกแผนที่เหมาะสมที่สุด นอกจากนี้ การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ควรแบ่งออกเป็นแผนงานระยะสั้นและแผนงานระยะยาว เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการปรับให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป จากปัจจัยที่ควบคุมไม่ได้หลายประการ
ทั้งนี้ ในการกำหนดราคาก๊าซฯ เพื่อเป็นสมมติฐานในการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ในระยะต่อไป ควรใช้ประมาณการราคาก๊าซฯ โดยอ้างอิงจากราคาก๊าซฯ ในตลาด จะเหมาะสมกว่าการอ้างอิงจากราคาน้ำมันเตาในปัจจุบัน และควรเพิ่มเติมข้อมูลทางเลือกด้านราคาในการจัดก๊าซฯ ที่ใช้ในสมมติฐาน เนื่องจากตัวเลขราคาก๊าซฯ ที่ใช้ในการคำนวณค่อนข้างสูง ทำให้ประมาณการราคาค่าไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นมาก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะสั้น) ในช่วงปี 2555 - 2559
2. รับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะยาว) ในช่วงปี 2560 - 2573
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำแผนรองรับกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
ทั้งนี้ ให้นำความเห็นชอบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามข้อ 6 ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและการทบทวนแผนแม่บท ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้เห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าประมาณ 1,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยแบ่งเป็น 2 ระยะๆ ละ 5 ล้านตันต่อปี และเห็นชอบเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในวงเงิน 165,077 ล้านบาท
2. ครม. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและการทบทวนแผนแม่บท ระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ที่ได้ปรับปรุงเงินลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในวงเงิน 199,672 ล้านบาท
3. ครม. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และเห็นควรให้ ปตท. จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. จากประมาณการแผนจัดหาก๊าซฯ ในระยะยาวของ ปตท. ส่งผลให้ ปตท. ต้องนำเข้า LNG ในปริมาณที่สูงขึ้นกว่า 5 ล้านตันต่อปีตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป เพื่อรองรับปริมาณความต้องการก๊าซฯ ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ปตท. จึงลงทุน โครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยมีขอบเขตการขยายโครงการฯ ระยะที่ 2 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือ จำนวน 1 ท่า การก่อสร้าง ถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร จำนวน 2 ถัง และการก่อสร้างหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG กำลังผลิตขนาด 5 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 700 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน) ทั้งนี้จากการขยายโครงการฯ จะทำให้หน่วยเปลี่ยนสภาพ LNG ของ โครงการฯ มีกำลังผลิตรวมเป็น 10 ล้านตันต่อปี และมีความสามารถในการกักเก็บ LNG สูงสุดรวม 640,000 ลบ.เมตร โดยมีวงเงินลงทุนรวมทั้งสิ้น 21,400 ล้าน กำหนดแล้วเสร็จสามารถรองรับ LNG ขนาด 10 ล้านตันต่อปีจะแล้วเสร็จภายในปี 2559 และเสร็จสมบูรณ์ทั้งโครงการในปี 2560
5. แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 ที่สอดคล้องกับความต้องการก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงตาม แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เพื่อขยายขีดความสามารถส่งก๊าซฯ ของระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบันให้สามารถส่งก๊าซฯ ให้เพียงพอต่อความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้น รวมถึงเพื่อให้การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากที่สุด ปตท. จึงทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่ง ก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 โดยมีรายละเอียดโครงการดังนี้
- โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ นครราชสีมา เนื่องจากต้องปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างจาก Open cut เป็น HDD พร้อมทั้งปรับแนวท่อส่งก๊าซฯ เพื่อหลีกเลี่ยงผลกระทบต่อชุมชน
- โครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ กลางทาง (Onshore Midline Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบก เส้นที่ 4 เพื่อเพิ่มกำลังการส่งก๊าซฯ ไปยังส่วนภูมิภาค
โครงการติดตั้งหน่วยผสมก๊าซฯ (Mixing Facility) เพื่อเสริมสร้างความมั่งคงให้กับโครงข่ายระบบท่อฯ
ซึ่งจากการดำเนินการดังกล่าวจะทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 17,700 ล้านบาท จากวงเงินลงทุนเดิมที่ได้รับอนุมัติ 199,672 ล้านบาท เป็น 217,372 ล้านบาท หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 8.9
6. กกพ. ได้มีความเห็นว่า การดำเนินงานโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 เป็นการดำเนินการเพื่อรองรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ในรูปแบบของ LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะเป็นการเสริมความมั่นคงทางด้านการจัดหาก๊าซฯ และเป็นการขยายขีดความสามารถในการส่งก๊าซฯ ของระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ปตท. ควรมีการศึกษาแนวทางและความเป็นไปได้ในการพิจารณาลงทุนในโครงการเกี่ยวกับ การขนส่งก๊าซฯ ไว้เป็นการล่วงหน้า เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ได้เพียงพอและทันเหตุการณ์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 (โครงการ Map Ta Phut LNG Terminal ระยะที่ 2) วงเงินลงทุนรวม 21,400 ล้านบาท โดยให้ บริษัท PTTLNG เป็นผู้ดำเนินการ
2. เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 โดยปรับเพิ่มเงินลงทุนโครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปสู่ภูมิภาค (โครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นครราชสีมา) และเพิ่มโครงการเพิ่มประสิทธิภาพระบบส่งก๊าซธรรมชาติจำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวมที่เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ได้รับอนุมัติจาก ครม. 17,700 ล้านบาท รวมวงเงินลงทุนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 เท่ากับ 217,372 ล้านบาท จำนวน 18 โครงการ
ทั้งนี้ ให้นำความเห็นชอบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามข้อ 6 ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2551 เห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขาย LNG กับบริษัท Qatargas Operating Company Limited ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี โดยสามารถเพิ่มเป็น 2 ล้านต่อปี
2. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยในปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น และในปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ
3. คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2555 มีมติเห็นชอบให้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีกำหนดเริ่มตั้งแต่ต้นปี 2558 เป็นเวลา 20 ปี และให้นำ SPA เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบการลงนาม SPA ต่อไป
4. ครม. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้นจากภาคไฟฟ้า อุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและภาคขนส่ง ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ปตท. มีแผนนำเข้า LNG ในปี 2555 ปริมาณ ประมาณ 1 ล้านตันต่อปี และเพิ่มขึ้นเป็น 2-3 ล้านตันต่อปีในช่วงปี 2556 - 57 โดยในปี 2558 ปตท. มีความต้องการ LNG ถึง 5.3 ล้านตันต่อปี และจะเพิ่มเป็น 10 ล้านตันต่อปี ภายหลังปี 2562
6. สถานการณ์ตลาด LNG ในช่วงปี 2557 - 2558 เป็นช่วงที่ LNG ในตลาดโลกมีอุปสงค์มากกว่าอุปทาน เนื่องจากไม่มีโครงการ LNG ใหม่ๆ และความต้องการ LNG ในญี่ปุ่นเพิ่มมากขึ้นจากนโยบายลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ในขณะที่ LNG ผลิตจาก Shale Gas ในประเทศสหรัฐฯ จะเริ่มส่งออกโครงการแรก (Sabine Pass) ในปี 2559
7. ตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ปตท. มีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยจากผลการศึกษาแนวทางการจัดหา LNG ควรจัดหา LNG จากผู้ผลิตที่มีโครงการผลิต LNG อยู่แล้ว
8. สัญญาซื้อขาย LNG ปริมาณการซื้อขาย LNG 2 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 280 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยกำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ 1 มกราคม 2558 อายุสัญญาฯ 20 ปี ทั้งนี้ ปัจจุบันร่างสัญญาซื้อขาย LNG อยู่ระหว่างพิจารณาตรวจสอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด
9. หลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว ปตท. จะจัดหา LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ในรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นส่วนใหญ่ โดยส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้เพื่อให้เกิดความคล่องตัว ปตท. อาจมีความจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เกินกว่าปริมาณแผนจัดหา ก๊าซธรรมชาติระยะยาวในบางโอกาส (เช่น กรณี แหล่งผลิตก๊าซฯในประเทศมีปัญหาฯลฯ) ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG แล้ว ต้องรายงานผลการจัดหาต่อ สนพ. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) จากประเทศกาตาร์ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ ให้นำเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 18 ตุลาคม 2550 เรื่องการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทฯ) โดยอนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เพื่อเป็นตัวแทนในการลงทุนโครงการที่เกี่ยวกับพลังงาน และธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท และอนุมัติให้บริษัทฯ สามารถ (1) ลงทุน และร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัท ในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม และ (2) ดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2554 กฟผ. ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการเพิ่มทุนของบริษัทฯ ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นควรอนุมัติให้ กฟผ. เพิ่มกรอบวงเงินให้บริษัทฯ จำนวน 17,000 ล้านบาท โดยให้บริษัทฯ ศึกษาความเหมาะสมของโครงการและจัดทำรายงานความเหมาะสมในการลงทุนนำเสนอ กฟผ. และกระทรวงพลังงาน เพื่อขออนุมัติโครงการลงทุนพร้อมวงเงินรวมเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนเป็นราย โครงการเพื่อพิจารณาเพิ่มทุนภายใต้กรอบการเพิ่มทุนจำนวน 17,000 ล้านบาท ต่อไป
3. ต่อมาบริษัทฯ ได้มีหนังสือเสนอ กฟผ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการร่วมทุนโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 (โครงการฯ) ซึ่งเป็นโครงการภายใต้กรอบวงเงินลงทุนดังกล่าว (ระหว่างปี 2554 - 2558) และคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2554 มีมติอนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เข้าร่วมจัดตั้งบริษัทร่วมทุน Nam Ngiep Power Company Limited ระหว่างบริษัท Kansai Electricity Power Company (Kansai) และ/หรือบริษัทในเครือ และบริษัท Lao Holding State Enterprise (LHSE) โดยให้ใช้รูปแบบบริษัท และ/หรือบริษัทในเครือเข้าถือหุ้นโดยตรงในบริษัทร่วมทุน
4. เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2554 กฟผ. ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอนุมัติการลงทุนในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมวงเงินเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามที่บริษัทฯ เสนอ และในเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอปรับปรุงข้อมูลการร่วมทุนโครงการไฟฟ้าพลัง น้ำน้ำเงี้ยบ 1 สปป. ลาว ของบริษัทฯ เนื่องจากได้มีการแก้ไขร่างสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) แทนร่างเดิมที่ได้เสนอไว้
5. สาระสำคัญของรายงานความเหมาะสมการลงทุนโครงการฯ
5.1 โครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 ตั้งอยู่บนแม่น้ำเงี้ยบ สปป. ลาว โครงการประกอบด้วย เขื่อนหลัก เขื่อนควบคุมท้ายน้ำ และโรงไฟฟ้า โดยเขื่อนหลักมีกำลังผลิตติดตั้ง 134.5 เมกะวัตต์ จำนวน 2 เครื่อง รวมกำลังผลิต 269 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 1,490 ล้านหน่วย ส่งกระแสไฟฟ้าเข้าระบบส่งไฟฟ้า 230 เควี ความยาวประมาณ 130 กิโลเมตร ถึงสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง และส่งต่อเข้าประเทศไทยผ่านทางระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี เข้าสู่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 สำหรับขายไฟฟ้าให้ประเทศไทย สำหรับเขื่อนควบคุมท้ายน้ำมีกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 122 ล้านหน่วย เชื่อมต่อเข้ากับระบบสายส่งไฟฟ้า 115 เควี ความยาวประมาณ 40 กิโลเมตร ถึง สฟ. ปากซัน ของการไฟฟ้าลาว (EDL) สำหรับขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว
5.2 มูลค่าโครงการประมาณ 871 ล้านเหรียญ สรอ. หรือประมาณ 27,000 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.)
5.3 ผลตอบแทนจากการลงทุน โดยที่ผลตอบแทนส่วนทุน (IRR on Equity) และผลตอบแทนจากการลงทุนโครงการ (IRR on Project) อยู่ที่ร้อยละ 11.5 และ 7.6 ตามลำดับ โดยมีระยะเวลาคืนทุน 9.2 ปี
5.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เนื่องจากแนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงของโครงการฯ ผ่านพื้นที่ใน สปป. ลาว ทั้งหมด จึงไม่ต้องจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมในฝั่งไทย (Environmental Impact Assessment: EIA) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
6. สาระสำคัญของรายงานการจัดตั้งบริษัท Nam Ngiep1 Power Company Limited
6.1 ผู้ร่วมลงทุนในบริษัทร่วมทุนประกอบด้วย บริษัท Kansai และ/หรือบริษัทในเครือ บริษัทฯ และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) โดยมีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 45 30 และ 25 ตามลำดับ
6.2 มูลค่าของโครงการประมาณ 871 ล้านเหรียญ สรอ. หรือประมาณ 27,000 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.) แบ่งเป็นสัดเงินกู้ร้อยละ 70 (ประมาณ 609 ล้านเหรียญ สรอ.) และเงินลงทุนส่วนของเงินทุนร้อยละ 30 (ประมาณ 262 ล้านเหรียญ สรอ.) เงินทุนของผู้ร่วมทุนแบ่งตามสัดส่วนได้ ดังนี้ บริษัท Kansai และ/หรือบริษัทในเครือ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทฯ) และLHSE มีจำนวนเงิน 118, 79 และ 65 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (คิดเป็นร้อยละ 45, 30 และ 25) ตามลำดับ
ทั้งนี้ บริษัทฯ มีความประสงค์จัดหาแหล่งเงินทุนโดยการถือหุ้นตรงในบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้ง ใน สปป. ลาว ในสัดส่วนร้อยละ 30 คิดเป็น 79 ล้านเหรียญ สรอ. หรือเท่ากับ 2,438 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.) โดยเงินทุนมาจากการเพิ่มทุนของ กฟผ. ทั้งหมด
6.3 ทุนจดทะเบียนบริษัทร่วมทุน เป็นเงิน 200 ล้านเหรียญ สรอ. แบ่งเป็นหุ้นสามัญ 2 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 เหรียญ สรอ.
7. ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ต่อร่างสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) ได้ระบุความเห็นให้มีการแก้ไขตกเติม รวมทั้งข้อสังเกตอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงื่อนไขในร่างสัญญาฯ ซึ่งผู้ถือหุ้นทุกรายมีความเห็นร่วมกันว่าจะปฏิบัติตามความเห็นของสำนักงาน อัยการสูงสุด และข้อสังเกตของ อส ผู้ถือหุ้น ทุกรายมีความเห็นให้คงเงื่อนไขตามร่าง Shareholders Agreement ไว้ เนื่องจาก บริษัทฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการคงเงื่อนไขเดิมของร่าง Shareholders Agreement ไม่ส่งผลกระทบต่อสาระสำคัญ และไม่ทำให้บริษัทเสียหาย
8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เป็นดังนี้
8.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบโครงการลงทุนของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมวงเงินการเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามที่บริษัท เสนอ เนื่องจากโครงการจะช่วยเพิ่มความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย และสร้างมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟผ. ทำให้ประเทศไทยมีแหล่งพลังงานที่สะอาด และอัตรารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดอายุสัมปทาน 27 ปี จึงไม่มีความเสี่ยงจากการผันผวนของราคาน้ำมัน นอกจากนี้ยังช่วยส่งเสริมเศรษฐกิจของประเทศเพื่อนบ้านซึ่งจะส่งผลดีต่อ เศรษฐกิจไทยในอนาคต และช่วยเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างผู้ลงทุน
8.2 เห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดย วิธีอนุญาโตตุลาการก่อนดำเนินการลงนามในสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholder Agreement) เนื่องจากในร่างสัญญาผู้ถือหุ้น กำหนดให้ใช้วิธีอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทระหว่างคู่สัญญา บริษัทจึงต้องปฏิบัติให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2552 ในเรื่องการระงับข้อพิพาท โดยวิธีอนุญาโตตุลาการ ซึ่งจะต้องได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นรายๆ ไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการลงทุนของบริษัทฯ ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมอนุมัติวงเงินการเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 30 จำนวน 79 ล้านเหรียญ สรอ. หรือ 2,438 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญ สรอ.)
2. เห็นชอบการร่วมทุน และอนุมัติให้จัดตั้งบริษัทร่วมทุนของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 ใน สปป. ลาว ของบริษัทฯ
3. เห็นชอบให้สัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว รวมทั้งเอกสารอื่นที่เกี่ยวข้องกับการร่วมทุนในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำ เงี้ยบ 1 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทระหว่างคู่สัญญา โดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
ทั้งนี้ โดยมีเงื่อนไขให้กระทรวงพลังงาน และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หารือเป็นทางการไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาว่าสัญญาดังกล่าวอยู่ภายใต้ พระราชบัญญัติว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนินงานในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 ก่อนนำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวง กำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการ ใช้พลังงานของเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานเพื่อการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ลงประกาศเป็นกฎหมายใน ราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพิ่มเติม จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้แก่ (1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ (3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่
3. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวง ฯ ประกอบด้วย (1) บันทึกหลักการ และเหตุผล... ชื่อผลิตภัณฑ์... (2) ร่างกฎกระทรวงฯ ... ชื่อผลิตภัณฑ์... 1) กำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ 2) อ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ 3) รายละเอียดในกฎกระทรวงฯ ข้อ 1 กำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภทของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวงคำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ข้อ 2 กำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ ข้อ 3 วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ข้อ 4 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ข้อ 5 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ให้ เป็นไปตาม ที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด 4) วันบังคับใช้
4. การกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวง ฯ จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมพิวเตอร์ที่มีประสิทธิภาพสูง: ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งาน เมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ และต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ตามประเภทของคอมพิวเตอร์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดจอมอนิเตอร์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องพิมพ์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งานเมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ ไม่เกินที่กำหนด เครื่องพิมพ์แต่ละประเภท ประกอบด้วย1) เครื่องพิมพ์แบบฉีดหมึก ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่า ค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ตามประเภทของเครื่องพิมพ์ที่ผู้ผลิตระบุ 2) เครื่องพิมพ์ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสีดำ และเครื่องพิมพ์ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสี ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ตามประเภทของเครื่องพิมพ์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งาน เมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ ไม่เกินที่กำหนด อุปกรณ์หลายหน้าที่แต่ละประเภท ประกอบด้วย 1) อุปกรณ์หลายหน้าที่ แบบฉีดหมึก ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ให้กำหนดตามประเภทของอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่ผู้ผลิตระบุ 2) อุปกรณ์หลายหน้าที่ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสีดำ ต้องมีค่ากำลัง ไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ตามประเภทของอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่ผู้ผลิตระบุ
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องสแกนเอกสารที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องรับโทรทัศน์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานไม่มากกว่า ค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานประเภทของเครื่องรับโทรทัศน์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเสียงในบ้านที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้า ขณะรอใช้งาน
4.8 ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง (VSD) อุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงาน ไม่น้อยกว่าค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง ที่กำหนด ให้มีคุณลักษณะดังนี้
4.8.1 ลักษณะข้อกำหนดด้านขาเข้า 1) ใช้ได้กับระบบไฟฟ้า 1 เฟส หรือ 3 เฟส 2) ใช้ได้กับแหล่งจ่ายไฟกระแสสลับที่มีความถี่ 50 เฮิรตซ์ ? ร้อยละ 5 แรงดันไฟฟ้าไม่เกิน 1,000 โวลต์ 3) มีการควบคุมปริมาณฮาร์มอนิก ให้มีค่าเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61000-1-2 (Limits for harmonic current emissions (equipment input current < 16 A per phase)) หรือ IEC 61000-3-4 (Limitation of emission of harmonic currents in low-voltage power supply systems for quipment with rated current greater than 16 A) หรือมาตรฐานอื่นที่เทียบเท่า 4) มีคุณสมบัติจำกัดการปล่อยสัญญาณรบกวน และการทนต่อสัญญาณรบกวนเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61800-3 (Adjustable Speed Electrical Power Drive Systems Part 3: EMC Product Standard Including Specific Test Methods) และ 5) สามารถทนการเพิ่มขึ้นของกระแสไฟฟ้าอย่างฉับพลัน (Surge) ได้ตามมาตรฐาน IEC 61800-3
4.8.2 ข้อกำหนดสภาพแวดล้อม 1) ใช้ได้กับอุณหภูมิรอบข้างตั้งแต่ 5 องศาเซลเซียส 2) ใช้ได้กับความชื้นสัมพัทธ์ ร้อยละ 85 โดยไม่เกิดหยดน้ำ และ 3) ใช้ได้ในสภาพการติดตั้งที่มีการสั่นสะเทือนตามที่กำหนดในมาตรฐาน IEC 61800-2
4.9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่า ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามประเภทและขนาดกำลังไฟฟ้าของเตาไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตระบุ
4.10 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาไมโครเวฟที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่า ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดความจุของเตาไมโครเวฟ ที่ผู้ผลิตระบุ
4.11 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกาต้มน้ำร้อนไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดความจุของกาต้มน้ำร้อนไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตระบุ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) (ในข้อ 4) ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ครม. เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล และเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล (1) น้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และหากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการ ลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร และ (2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน(เอทานอล) มากขึ้น รวมทั้งให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGV ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
1.3 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
1.4 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. ประเมินผลการดำเนินงานตามข้อ 1.1 - 1.4 เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซล อยู่ที่ระดับ 108.6, 122.3 และ 123.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัญหาภาวะเศรษฐกิจของกลุ่มยูโรโซนที่มีความรุนแรงขึ้น ทำให้มีการคาดการณ์ว่าอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจของกลุ่มยูโรโซนจะลดลงอยู่ ที่ระดับติดลบร้อยละ 0.1 ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง ซึ่ง กบง. ได้มีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 30 มิถุนายน 2555 จำนวน 6 ครั้ง โดยอัตราที่เพิ่มขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดของน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2555 ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.10, 3.30, 1.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3. จากราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ที่ปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันปรับลดราคาขายปลีกลงตามราคาตลาดโลก ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 41.65, 38.23, 36.48 และ 30.43 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 มีฐานะติดลบ 22,787 ล้านบาท จากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง
4. จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ดังนั้น ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 เป็นต้นมา จึงยังไม่ได้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ทั้งนี้ สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำส่งผลการศึกษาทบทวนต้นทุนราคาก๊าซ NGV และเพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับ เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2555 สนพ. ได้จัดให้มีการประชุมคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV ซึ่งมีผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เป็นผู้ประกอบการขนส่งโดยสารเป็นคณะทำงาน และได้เชิญรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อพิจารณาหาข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่เหมาะสมซึ่งสรุปผลการประชุม ได้ดังนี้
4.1 ต้นทุนเนื้อก๊าซ มีความเห็นว่าไม่ควรแยกต้นทุน LNG ออกจากต้นทุนเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) แต่ให้กำหนดเพดานต้นทุน LNG ในต้นทุนเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติไว้ที่ 0.25 บาทต่อกิโลกรัม จนกว่าจะมีแผนจัดหา LNG ออกมาอย่างชัดเจน ซึ่งปัจจุบันกระทรวงพลังงานกำลังอยู่ระหว่างการดำเนินการ
4.2 ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ เนื่องจาก สกพ. อยู่ระหว่างการทบทวนอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ จึงเห็นว่าควรใช้อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในปัจจุบันไปก่อนและให้กำหนด อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อเป็นต้นทุนผันแปร โดยเมื่อ สกพ. ทำการศึกษาแล้วเสร็จ จะได้สามารถนำอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อที่ทบทวนแล้วมาใช้เพื่อให้สอด คล้องกับสภาพข้อเท็จจริง
4.3 ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ต้นทุนค่าสถานีและค่าขนส่ง) ให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยใช้สมมติฐานว่าภาครัฐกำหนดนโยบายให้มีสัดส่วนของเอกชนเข้ามาร่วมดำเนิน การสถานี NGV มากขึ้นและก่อสร้างสถานีบนแนวท่อมากขึ้น
ทั้งนี้ กลุ่มผู้ประกอบการไม่ขัดข้องเกี่ยวกับการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV แต่ขอให้มีก๊าซ NGV อย่างเพียงพอ ซึ่ง รมว.พน. ได้มอบหมายให้ ปตท. ไปจัดทำแผนการขยายสถานีบริการและการใช้ก๊าซ NGV ในอนาคต
5. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมไว้ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันเกิน 30.13 บาทต่อกิโลกรัม ให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมไว้ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันกรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวลดลงทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันต่ำกว่า 30.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมาในเดือนมิถุนายน 2555 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 714 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นอยู่ที่ 27.89 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมลดลงจากเดิม 30.13 บาทต่อกิโลกรัม เหลือ 27.89 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี สนพ. ได้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้โรงงานอุตสาหกรรมต้องส่งเงินเข้ากองทุน เพิ่มตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2555 ในอัตรา 9.12 บาทต่อกิโลกรัม
6. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง โดยมติคณะรัฐมนตรี เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 โดยให้ผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG ให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ เดือนมิถุนายน 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 94.44 และ 82.33 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 12.87 และ 12.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัญหาหนี้ยุโรปมีความรุนแรง แต่ทั้งนี้ ช่วงเดือนกรกฎาคม - กันยายน 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 111.22 และ 94.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบตึงตัวจากการประท้วงของคนงานแท่นขุดเจาะน้ำ มันของนอร์เวย์ และจากพายุเฮอริเคนเข้าปะทะอ่าวเม็กซิโกช่วงรัฐหลุยเซียส่งผลให้ฐานการผลิต น้ำมันดิบในอ่าวเม็กซิโกต้องหยุดการผลิตลงกว่าร้อยละ 90 หรือคิดเป็น 1.3 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติลดลงไปถึงร้อยละ 70 หรือคิดเป็น 3 พันล้านลูกบาศก์ฟุต ประกอบกับอิหร่านออกมาตอบโต้มาตรการคว่ำบาตรของชาติตะวันตกด้วยการขู่ปิด ช่องแคบฮอร์มุส และความไม่สงบในซีเรียมีความรุนแรงขึ้นหลังผู้นำทางการทหารถูกลอบสังหาร ซึ่งส่งผลให้ตลาดกังวลว่าจะมีปริมาณน้ำมันดิบไม่เพียงพอต่อความต้องการ ประกอบกับเศรษฐกิจสหรัฐฯ ที่ยังไม่ฟื้นตัวมากนักหลังจากจีดีพีไตรมาสที่ 2 ปี 2555 ขยายตัวที่ร้อยละ 1.3 รวมทั้งเศรษฐกิจจีนมีแนวโน้มชะลอตัวลงยังคงกดดันต่อราคาน้ำมันดิบ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนมิถุนายน 2555 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.46 , 101.16 และ 109.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 17.11 , 17.03 และ 12.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากที่อินโดนีเซียลดการนำเข้าหลังโรงกลั่นในประเทศเสร็จ สิ้นการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงเดือนกรกฎาคม - สิงหาคม 2555 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 127.20 , 123.78 และ 129.29 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว ตามราคาน้ำมันดิบและจากปริมาณคงคลังทั่วทุกภูมิภาคในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ มาก ขณะที่ความต้องการที่เพิ่มมากขึ้นจากตะวันออกกลางและเอเชียใต้ อย่างไรก็ดี เดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 125.97 , 122.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว จากอุปสงค์ในภูมิภาคยังไม่ฟื้นตัวโดยไม่มีแรงซื้อจากเวียดนาม นอกจากนี้ปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินเชิงพาณิชย์ของยุโรปบริเวณ Amsterdam-Rotterdam-Antwerp (ARA) เพิ่มขึ้น อยู่ที่ระดับ 6.26 ล้านบาร์เรล ส่วนน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 130.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว จากอุปสงค์ของประเทศศรีลังกาปรับเพิ่มขึ้น และออสเตรเลียนำเข้าเพิ่มขึ้น อีกทั้งจีนมีแนวโน้มที่จะไม่นำเข้าน้ำมันดีเซลเพื่อใช้ในประเทศจนถึงสิ้นปี เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ลดลงตามภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวและปริมาณสำรอง ที่อยู่ในระดับสูง
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบกับไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและค่าโดยสาร กบง. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยในช่วงระหว่างวันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 30 กันยายน 2555 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้น อยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 ของน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.40, 6.10, 1.70, -0.90, -11.80, -0.60 และ 0.20 บาท/ลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 อยู่ที่ระดับ 48.50, 43.05, 37.63, 34.18, 21.98, 35.18 และ 29.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนได้มีการตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาท/กก. ถึงสิ้นปี 2555 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ส่วนการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 และเดือนตุลาคม ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 1,001 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นอยู่ที่ 35.05 บาท/กก. ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรม 30.13 บาท/กก. และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาท/กก.จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้โรงงานขนส่ง ฉบับที่ 69 ทำให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาท/กก. และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาท/กก. ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาท/กก.
5. การนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - กันยายน 2555 ได้มีการชดเชยนำเข้าเป็นเงิน 87,289 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 - สิงหาคม 2555 เป็นเงินประมาณ 18,275 ล้านบาท
6. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลจำนวน 20 ราย กำลังการผลิตรวม 3.27 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 17 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.56 ล้านลิตร/วัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 20.44 บาท/ลิตร และเดือนกันยายน 2555 อยู่ที่ 20.77 บาท/ลิตร ส่วนการผลิตไบโอดีเซล ผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 13 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 6.01 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.12 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 35.68 บาท/ลิตร และกันยายน 2555 อยู่ที่ 34.27 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 มีเงินฝากธนาคาร 2,024 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 23,418 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชย 18,222 ล้านบาท งบบริหารและโครงการ ซึ่งได้อนุมัติแล้ว 146 ล้านบาท และหนี้เงินกู้ 5,050 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 18,423 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ผลการดำเนินงานด้านพลังงานของรัฐบาล (ส.ค. 54 - ก.ย.55)
สรุปสาระสำคัญ
1. ความก้าวหน้าการดำเนินงานบรรเทาผลกระทบด้านราคาพลังงาน
จากการแถลงนโยบายพลังงานรัฐบาลด้านพลังงาน ข้อ 3.5.3 "กำกับราคาพลังงานให้มีราคาเหมาะสม เป็นธรรมและมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง" โดยปรับบทบาทกองทุนน้ำมัน ให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคาจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะกลุ่มส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซ ธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ และไบโอดีเซล ในภาคครัวเรือน เพื่อแก้ไขปัญหาค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนของผู้ประกอบการ อันเนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น ได้มีกรอบการดำเนินการ ดังนี้
1) การปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
1.1) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 กพช. เห็นชอบหลักเกณฑ์การชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95, 91 และน้ำมันดีเซล เป็นการชั่วคราว โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไป ตามนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกของรัฐบาล และให้ กบง. ติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากการดำเนินนโยบายและให้รายงานต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป และ กบง. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 จากเดิม 7.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 จากเดิม 6.70 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลจากเดิม 2.80 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2554 เป็นต้นมา
1.2) เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 กบง. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลง 1.00 บาทต่อลิตร จาก 2.40 บาทต่อลิตร เป็น 1.40 บาทต่อลิตร ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลง 1.50 บาทต่อลิตร จากเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร และให้ชดเชยน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เพิ่ม 1.50 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 2.80 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2554 เป็นต้นไป
1.3) คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ 1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม 2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯตามความเหมาะสม 3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 - เดือนเมษายน 2555 ดังนี้
| ชนิดน้ำมัน (บาท/ลิตร) |
เดิม | 16 ม.ค. 55 | 16 ก.พ. 55 | 16 มี.ค. 55 | 16 เม.ย. 55 | วันที่ 8 พ.ค. 55 |
| น้ำมันเบนซิน 95 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
| น้ำมันเบนซิน 91 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.20 | 1.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | -1.40 | -0.40 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.80 | -1.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -13.50 | -13.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 |
| น้ำมันดีเซล | 0.00 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
1.4) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ดังนี้ 1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และมอบให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ 1) น้ำมันดีเซล การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ถ้ามีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร 2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทน และฐานะกองทุนน้ำมันฯ
ความก้าวหน้าของการดำเนินการ กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 18 ครั้ง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกดีเซลที่ประมาณ 30 บาทต่อลิตร และรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลให้ต่ำกว่าน้ำมันเบนซินในระดับที่ เหมาะสม เพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มมากขึ้น
2) การปรับราคาขายปลีก LPG
2.1) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการให้มีการปรับโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ภาคครัวเรือน : ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555 (2) ภาคขนส่ง : ขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึงวันที่ 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงานและปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน และ (3) ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับ ก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2.2) เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2555 กบง. เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 เมษายน ถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 และต่อมาเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ดังนี้
2.2.1) ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือน ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่าการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน ของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
2.2.2) ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2)เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัมต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และ (3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่าการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
ความก้าวหน้าของการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ลดภาระค่าครองชีพของประชาชน โดยตรึงราคา LPG ภาคครัวเรือน ไปจนถึงสิ้นปี 2555 2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้เป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดราคาขายปลีกไว้ที่ไม่เกิน 30.13 บาท/กก. ปัจจุบันราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม ณ เดือนตุลาคม 2555 อยู่ที่ 30.13 บาท/กก. 3) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG ภาคขนส่ง ตั้งแต่ มกราคม 2555 - เมษายน 2555 จำนวน 4 ครั้ง ครั้งละ 0.75 บาทต่อกก. และปรับราคาก๊าซ LPG ณ วันที่ 16 สิงหาคม 2555 อีก 0.25 บาทต่อกก. รวมปรับราคาเพิ่มขึ้น 3.25 บาทต่อกก. โดยราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่ระดับ 21.38 บาทต่อกก.
3) การปรับราคาขายปลีก NGV
3.1) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการให้มีการปรับโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาทต่อกิโลกรัมและ คงอัตราเงินชดเลยในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัมต่อไปตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2554 ถึงวันที่ 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยน รถแท็กซี่ LPG เป็น NGV (2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และ (3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 - เดือนเมษายน 2555 และต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2554, 15 กุมภาพันธ์ 2555, 8 มีนาคม 2555 และ 10 เมษายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ในอัตรากิโลกรัมละ 1.50, 1.00, 0.05 และ 0.00 บาท ตามลำดับ พร้อมทั้งมีมติเห็นชอบโครงการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้มีความเหมาะสม
3.2) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 คณะรัฐมนตรี เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ 1) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกก. ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) 2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
ความก้าวหน้าของการดำเนินงาน คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาท/กก. ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนกว่าจะได้ข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
2. ความก้าวหน้าของการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี
2.1 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล ซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมสนับสนุนจูงใจ 2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมและทิศทางตลาด 3) การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ 4) การกระจายงานอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม 5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ 6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง ทั้งนี้ การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในแต่ละปีจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงาน และการหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยแผนนี้จะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,200 ktoe/ปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 130 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 707,700 ล้านบาทต่อปี
2.2 กระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดย ณ เดือนกันยายน 2555 ระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต (EI) มีค่าเท่ากับ 15.26 เมื่อเทียบกับปี 2553 ที่ระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต เท่ากับ 15.48 หรือสามารถลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงได้ ร้อยละ 1.42
2.3 ในช่วงปี 2554-2555 กระทรวงพลังงานได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 6,477 ล้านบาท เพื่อใช้ดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดยก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน ณ สิ้นปีงบประมาณ 2555 รวมทั้งสิ้น 799.2 ktoe/ปี และยังช่วยหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 2.72 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 14,800 ล้านบาทต่อปี โดยเป็นผลจากโครงการสำคัญ ดังนี้ 1) การกำกับดูแล การปฏิบัติงานตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 สำหรับโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมภาคเอกชน 2) การส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ 3) การจัดตั้งศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน 4) การสนับสนุนการลงทุนเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่น การส่งเสริมธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน การให้สิทธิประโยชน์ยกเว้นภาษีเงินได้จากกรมสรรพากร การส่งเสริมวัสดุอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และการส่งเสริมประสิทธิภาพพลังงานภาคอาคารธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม ในพื้นที่ประสบอุทกภัย เป็นต้น 5) การให้คำปรึกษาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมและอาคาร ธุรกิจที่ประสบอุทกภัย 6) การส่งเสริมเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานโดยการติดฉลาก 7) การส่งเสริมระบบบริหารจัดการขนส่งเพื่อประหยัดพลังงาน (Logistic and Transport Management ; LTM) 8) การส่งเสริมประสิทธิภาพพลังงานภาคครัวเรือนในพื้นที่ประสบอุทกภัย โดยจัดกิจกรรมส่งเสริมสินค้าเบอร์ 5 ช่วยเยียวยาผู้ประสบอุทกภัย
2.4 ในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในวงเงิน 4,477 ล้านบาท เพื่อให้การดำเนินงานต่อเนื่อง พร้อมเพิ่มเติมมาตรการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารภาครัฐที่เป็นอาคาร ควบคุม ให้ปรับเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศและหลอดไฟ ในอาคารควบคุมภาครัฐ จำนวน 500 แห่ง การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม SMEs โดยสนับสนุนเงินลงทุนร้อยละ 20 ให้กับผู้ลงทุนเปลี่ยนวัสดุและอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และการส่งเสริมการลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนผ่านบริษัทจัดการ พลังงาน (ESCO) โดยจัดตั้งกองทุน ESCO Revolving Fund ซึ่งคาดว่าการดำเนินงานดังกล่าวจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานได้อีก 227.36 ktoe/ปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 0.77 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 4,200 ล้านบาทต่อปี
3. ความก้าวหน้าของการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทด แทนและพลังงาน ทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021)
3.1 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ของ การใช้พลังงานทั้งหมดภายในปี 2564 ภายใน 10 ปี ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2555 - 2559) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 5,625 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 11,426 ktoe และระยะที่ 2 (พ.ศ. 2560 - 2564) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 9,201 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 24,931 ktoe เมื่อดำเนินการตามแผน AEDP (2012 - 2021) จะลดการนำเข้าน้ำมันของประเทศประมาณปีละ 574,000 ล้านบาท และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ 76 ล้านตัน ในปี 2564 พร้อมทั้งมีรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิตประมาณ 23,000 ล้านบาทต่อปี
3.2 ผลการดำเนินงานสะสม ณ เดือน สิงหาคม 2555 ตามแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี สามารถส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งสิ้น 7,269.39 ktoe หรือคิดเป็น 9.69% ของการใช้พลังงานทั้งหมด โดยมีรายละเอียดดังนี้
| ประเภทพลังงาน | หน่วย | เป้าหมาย 2564 | ผลการดำเนินงานสะสม (ณ ส.ค.55) |
ร้อยละ |
| ไฟฟ้า | MW ktoe |
9,201 3,352 |
2,387.92 963.13 |
25.95 |
| พลังงานรูปแบบใหม่ | ktoe | 0.86 | 0 | 0 |
| ความร้อน | ktoe | 9,335 | 5,088.54 | 54.51 |
| เชื้อเพลิงชีวภาพ | ล้านลิตร/วัน ktoe |
39.97 12,271.64 |
4.04 1,217.72 |
10.00 |
| รวมการใช้ RE | ktoe | 24,959.5 | 7,269.39 | 29.13 |
| รวมการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย | ktoe | 99,838 | 74,976.00 | |
| % AE | 25% | 9.69% | ||
3.3 ในช่วงปี 2554 - 2555 กระทรวงพลังงานได้รับจัดสรรเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 2,291.11 ล้านบาท เพื่อใช้ดำเนินงานตามแผน AEDP 2012 - 2021 จะก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทน ณ สิ้นปีงบประมาณ 2555 รวมทั้งสิ้น 35.03 ktoe/ปี โดยเป็นผลจากโครงการที่สำคัญ ดังนี้ 1) โครงการส่งเสริมการใช้น้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์ด้วยระบบผสมผสานเกิดการใช้ พลังงานทดแทน 2.76 ktoe/ปี 2) โครงการนำร่องส่งเสริมระบบอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์แบบเรือนกระจกสำหรับชุมชน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.81 ktoe/ปี 3) โครงการเผยแพร่ ถ่ายทอดการใช้เตานึ่งก้อนเชื้อเห็ด เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.45 ktoe/ปี 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำชุมชน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 1.04 ktoe/ปี 5) โครงการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งใช้งานระบบอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 1.43 ktoe/ปี 6) โครงการสนับสนุนเงินค่าก่อสร้างระบบผลิตก๊าซชีวภาพจากมูลสัตว์สำเร็จรูปหรือ กึ่งสำเร็จรูป จำนวน 30 ฟาร์ม เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.13 ktoe/ปี 7) โครงการส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพจากขยะตลาดสด เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.12 ktoe/ปี 8) โครงการบำรุง รักษาระบบผลิตก๊าซชีวภาพ จำนวน 200 แห่ง เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.04 ktoe/ปี 9) โครงการไฟฟ้าพลังน้ำระดับหมู่บ้าน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.01 ktoe/ปี 10) โครงการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์รถโดยสารปรับอากาศ จำนวน 323 คัน ของ ขสมก. เกิดการใช้พลังงานทดแทน 15.85 ktoe/ปี 11) โครงการสนับสนุนการผลิต Compressed Bio-methane Gas (CBG) เพื่อใช้สำหรับยานยนต์ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 10.77 ktoe/ปี 12) งานส่งเสริมสนับสนุนการผลิตก๊าซชีวภาพจากชีวมวล/ของเสียผสม/พืชพลังงานใน พื้นที่นิคมพัฒนาตนเอง เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.89 ktoe/ปี 13) โครงการส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพในสหกรณ์กองทุนสวนยาง ระยะที่ 1 เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.38 ktoe/ปี 14) โครงการผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษากังหันลม บ้านทะเลปัง อำเภอหัวไทร จังหวัดนครศรีธรรมราช เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.15 ktoe/ปี 15) โครงการส่งเสริมระบบผลิตน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับอาคารของรัฐ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.51 ktoe/ปี 16) ค่าดำเนินการติดตาม ซ่อมบำรุงและย้ายถังหมักก๊าซชีวภาพจากขยะอินทรีย์ขนาดเล็ก เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.09 ktoe/ปี และ 17) โครงการถ่ายทอด เผยแพร่ และส่งเสริมเทคโนโลยี พลังงานทดแทนให้กับหน่วยงานของรัฐ (ราชทัณฑ์) เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.01 ktoe/ปี
3.4 ในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้รับจัดสรรเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในวงเงิน 869.23 ล้านบาท เพื่อให้การดำเนินงานต่อเนื่อง โดยผลที่คาดว่าจะได้รับจากการสนับสนุนงบประมาณปี 2556 ของกองทุนอนุรักษ์ฯ ในการดำเนินโครงการต่างๆ ภายใต้แผนพลังงานทดแทน จำนวน 50 โครงการ จะสามารถให้ผลประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 3.62 ktoe
4. ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2553 กพช. แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะกรรมการบริหารฯ) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
4.1 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยมีการประชุมแล้วทั้งสิ้น 17 ครั้ง ซึ่งได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ 1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง 2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน 3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ 4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้า
4.2 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบ AEDP 2012 - 2021 โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW โดยมีการปรับปรุงเป้าหมายจากเดิมเป็น ดังนี้
ตาราง 1 เปรียบเทียบเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าตามแผน REDP (2551 - 2565) และแผน AEDP (2555 - 2564)
| ประเภทเชื้อเพลิง | เป้าหมายปี 2565 ตามแผน REDP (MW) |
เป้าหมายปี 2564 ตามแผน AEDP (MW) |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 500 | 2,000 |
| พลังงานลม | 800 | 1,200 |
| พลังน้ำ | 324 | 1,608 |
| พลังงานชีวมวล | 3,700 | 3,630 |
| ก๊าซชีวภาพ | 120 | 600 |
| พลังงานจากขยะ | 160 | 160 |
| พลังงานรูปแบบใหม่ | 3 | 3 |
| รวมทั้งสิ้น | 5,607 | 9,201 |
4.3 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการคัดกรองโครงการ พลังงานหมุนเวียน โดยสามารถเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012 - 2021 สรุปได้ดังตารางที่ 2
ตาราง 2 ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน
| เชื้อเพลิง | ปริมาณ เป้าหมาย AEDP (MW) |
ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว | ลงนาม PPA แล้ว (รอ COD) |
ได้รับการตอบรับซื้อแล้ว (ยังไม่ลงนาม PPA) |
อยู่ระหว่างการพิจารณา ตอบรับซื้อไฟฟ้า |
||||
| จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
||
| แสงอาทิตย์ | 2,000 | 135 | 286.47 | 336 | 1,918.69 | 29 | 221.38 | 171 | 967.00 |
| ชีวภาพ | 600 | 75 | 142.43 | 47 | 83.34 | 30 | 65.66 | 29 | 50.54 |
| ชีวมวล | 3,630 | 98 | 1,651.16 | 185 | 1,776.88 | 59 | 522.30 | 48 | 491.30 |
| ขยะ | 160 | 12 | 33.99 | 14 | 53.32 | 10 | 80.60 | 19 | 196.92 |
| พลังงานน้ำ | 1,608 | 6 | 14.36 | 5 | 6.29 | 6 | 8.68 | 3 | 7.67 |
| พลังงานลม | 1,200 | 3 | 0.38 | 30 | 416.52 | 8 | 298.51 | 38 | 1,509.10 |
| รวม | 9,198 | 329 | 2,128.79 | 617 | 4,255.04 | 142 | 1,197.12 | 308 | 3,222.53 |
4.4 ความคืบหน้าการดำเนินงานตามมติ กพช. ในส่วนการกำกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตาม กำหนด SCOD ดังนี้ (1) โครงการฯ ที่ขอเลื่อนกำหนด SCOD ที่อยู่ระหว่างการตรวจสอบ/พิจารณา จำนวน 19 โครงการ ปริมาณ 124.548 เมกะวัตต์ ให้ สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ในการประชุมครั้งต่อไป และ (2) โครงการฯ ที่เลยกำหนด SCOD แต่ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จจำนวน 5 โครงการปริมาณ 8.84 เมกะวัตต์ เห็นควรให้เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4.5 การกำกับโครงการที่เสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดย (1) เห็นควรให้ กกพ. และ กฟภ. ดำเนินการเร่งรัดคัดกรองโครงการพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ตามมติคณะกรรมการบริหารฯ ที่เห็นชอบไว้แล้วกับโครงการพลังงานหมุนเวียนทุกประเภท และ (2) ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รายงานปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกประเภทและความคืบหน้าการ ดำเนินโครงการฯ ในการประชุมครั้งต่อไป
5. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
5.1 จากการแถลงนโยบายของรัฐบาล เมื่อวันที่19 สิงหาคม 2554 กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ เช่นการพัฒนาระบบรางเพื่อขนส่งมวลชน อันได้แก่ โครงการรถไฟฟ้า 10 สายหลัก ในกรุงเทพฯ และโครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง รวมถึงเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล รวมถึงความมั่นคงด้านพลังงาน และการลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน
5.2 ความก้าวหน้าของการดำเนินการ ได้มีการดำเนินการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ช่วงปี 2554 - 2573 ใหม่ โดยแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ตามที่คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและจากที่ประเทศต้องมีกำลัง ผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด และการจัดหาไฟฟ้าในอนาคตควรจึงต้องมีการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าที่หลาก หลาย ดังนี้ 1) การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด 2) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ พิจารณาให้ลดสัดส่วนลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน โดยพิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชน และเป้าหมายการลด CO2 และ 4) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน
5.3 ความก้าวหน้าการดำเนินการด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ดังนี้ 1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP ปี 2555 - 2564 และในปี 2565 - 2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น 2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ 3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์ฯ 20 ปี และ 4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน
6. การพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
6.1 เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ สนพ. การจัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบ Smart Grid เพื่อทำหน้าที่ศึกษาแนวทาง และพิจารณาจัดทำร่างแผนการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศ ทั้งนี้ ภายใต้คณะอนุกรรมการฯ สนพ. ได้พิจารณาให้มีการแต่งตั้งคณะทำงานเพิ่มเติมอีก 2 คณะ เพื่อช่วยให้การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบ Smart Grid บรรลุผล ได้แก่ คณะทำงานภายใต้โครงการศึกษาเพื่อกำหนดนโยบายและแผนการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าอัจฉริยะของไทย ดำเนินการภายใต้ความร่วมมือระหว่าง สนพ. และสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เพื่อทำหน้าที่จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศไทย และคณะทำงานจัดทำแผนงานการศึกษาโครงการเพื่อรองรับการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ทำหน้าที่จัดทำแผนงานสำหรับการพัฒนาระบบ Smart Grid พร้อมทั้งจัดทำโครงการเพื่อรองรับระบบ Smart Grid เมื่อการดำเนินการพัฒนาระบบ Smart Grid ได้ดำเนินการเสร็จสิ้นอย่างเต็มรูปแบบ รวมทั้งดำเนินการพัฒนาระบบ Smart Grid ในเชิงปฏิบัติการตามแผนการพัฒนาที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการฯ กพช. และ ครม. แล้ว ตามลำดับ
6.2 การดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับระบบ Smart Grid ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศ ภายใต้โครงการศึกษาเพื่อกำหนดนโยบายและแผนการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้า อัจฉริยะของไทย ได้กำหนดกรอบการพัฒนาระบบ Smart Grid เป็น 5 ด้าน คาดว่าผลการศึกษา จะแล้วเสร็จในปลายปี 2555 และจะนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid และกิจกรรมที่เหมาะสมสำหรับการพัฒนาในแต่ละด้านที่เป็นรูปธรรมต่อไป
7. แผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า
7.1 กระทรวงพลังงาน ได้มีแผนเตรียมพร้อมรองรับสภาวะวิกฤติการณ์ด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมในการรองรับวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในอนาคต ซึ่ง สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าขึ้น เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2552 ประกอบด้วย ผู้แทนจาก สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และผู้ทรงคุณวุฒิ โดยมีผู้อำนวยการ สนพ. เป็นประธานคณะทำงาน เพื่อทำหน้าที่รวบรวม ศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะแนวทาง การบริหารจัดการ พลังงานไฟฟ้าของประเทศไทยในสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า รวมทั้ง จัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทยที่สอดคล้องกับ สถานการณ์ในปัจจุบัน
7.2 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับฯ ได้รวบรวมคำนิยามและข้อมูลสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของไทยในช่วงที่ผ่าน มา แผนปฏิบัติงานเพื่อรองรับฯ ของการไฟฟ้าในปัจจุบัน วิเคราะห์และจัดทำสถานการณ์สมมติสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า เสนอแนวทางการบริหารจัดการสภาวะวิกฤติภายใต้สถานการณ์สมมติ และซักซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าตามสถานการณ์สมมติ เป็นประจำทุกปีตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นมา ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2555 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับฯ ได้ร่วมการประชุมเชิงปฏิบัติการกับกระทรวงพลังงานและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อซักซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงาน โดยสมมติเหตุการณ์ที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและมีความสัมพันธ์กันทั้ง ด้านน้ำมันด้านไฟฟ้า ด้านก๊าซธรรมชาติ และด้าน Demand Restraint เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมรองรับผลกระทบหากเกิดวิกฤติด้านพลังงานขึ้น โดยมุ่งเน้นการบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพ เป็นไปในทิศทางเดียวกันทั้งระบบ และเพื่อให้เกิดความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ
8. ทบทวนมาตรการไฟฟ้าฟรี
8.1 จากการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ทั้งนี้ จากการคำนวณภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นวงเงินประมาณ 12,000 ล้านบาทต่อปี โดยกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไรจำนวน 0.12 บาท/หน่วยการใช้ไฟฟ้า ส่งผลให้ภาคอุตสาหกรรมขนาดกลาง และขนาดใหญ่ของประเทศซึ่งเป็นผู้ที่ได้รับผลกระทบส่วนใหญ่ต้องแบกรับภาระจาก การอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี ทำให้ค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 ภาระต้นทุนดังกล่าวส่งผลกระทบต่อขีดความสามารถในการแข่งขันของภาคอุตสาหกรรม จึงมีข้อร้องเรียนจากผู้ใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเป็นจำนวนมากเกี่ยวกับอัตรา ค่าไฟฟ้าดังกล่าว ว่าไม่เป็นธรรมกับภาคอุตสาหกรรมและขอให้มีการทบทวนมาตรการดังกล่าว
8.2 สนพ. และ สกพ. ได้ร่วมกันพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้นและข้อร้องเรียนต่างๆ พร้อมทั้งได้วิเคราะห์เพิ่มเติมว่าการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของ ครัวเรือนที่มีความเหมาะสมควรจะคำนึงถึงปัจจัย 3 ประการ ดังนี้ 1) ระดับรายได้ที่เหมาะสมของครัวเรือนที่ควรได้รับการอุดหนุน 2) ปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) จำนวนเงินที่อุดหนุนทั้งหมดจะต้องไม่เป็นภาระที่มีผลกระทบมากเกินไปสำหรับ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ ที่รับภาระอยู่ในปัจจุบัน โดยพิจารณาจากจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่เพียงพอต่อการดำรงชีวิตขั้นพื้นฐาน และให้ผู้ใช้ไฟฟ้าตระหนักถึงการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งพบว่ามีจำนวนหน่วย การใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบให้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็น ไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และกระจายภาระค่าใช้จ่ายไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยพิจารณาถึงวันเริ่มต้นการใช้มาตรการค่าไฟฟ้าฟรีที่ปรับปรุงใหม่ให้มีความ เหมาะสม
9. รายงานผลการดำเนินงานของมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
9.1 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติให้หน่วยงานราชการลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ โดยมีมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐที่สรุปได้ดังนี้
1) มาตรการระยะสั้น ให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงาน ก.พ.ร. ร่วมกันดำเนินการให้มาตรการประหยัดพลังงานเป็นตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) ในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการ โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 กำหนดเป้าหมายลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อย 10%
2) มาตรการระยะยาว ให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง เร่งปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานไม่ให้เกิน "ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงาน" ภายในปีงบประมาณ พ.ศ. 2556 และให้กระทรวงพลังงานและสำนักงบประมาณ ร่วมกันจัดทำข้อกำหนดและเงื่อนไขเพื่อให้หน่วยงานราชการสามารถจัดซื้อ อุปกรณ์เครื่องใช้ไฟฟ้าหรือยานพาหนะใหม่มาใช้ทดแทนของเดิมที่มีอายุการใช้ งานมานาน เสื่อมสภาพ และสิ้นเปลืองพลังงาน รวมถึงการจัดการอุปกรณ์เครื่องใช้ไฟฟ้าหรือยานพาหนะเดิม เพื่อมิให้มีการนำไปใช้ในที่อื่น
9.2 การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี ตามมาตรการระยะสั้น โดยการกำหนดเป็นตัวชี้วัด สนพ. ร่วมกับสำนักงาน ก.พ.ร. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเรียบร้อยแล้ว โดยตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ได้รับการบรรจุเพิ่มเติมในกรอบประเมินผลการปฏิบัติราชการประจำปีงบประมาณ พ.ศ.2555 อยู่ใน "มิติที่ 3 ด้านประสิทธิภาพของการปฏิบัติราชการ" และมีหนังสือแจ้งให้ทุกหน่วยงานทราบเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2555 อีกทั้งเมื่อเดือนพฤษภาคม 2555 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุม "รวมพลังราชการไทย ลดการใช้พลังงาน" เพื่อให้ทุกหน่วยงานของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ได้รับทราบและเข้าใจเจตนาของรัฐบาลที่กำหนดมาตรการลดใช้พลังงานในภาครัฐ และเดือนพฤษภาคม-มิถุนายน 2555 ผู้ว่าราชการจังหวัด 76 จังหวัด ได้ให้พลังงานจังหวัดจัดประชุมหน่วยงานต่างๆ ที่ตั้งอยู่ในส่วนภูมิภาค เพื่อรับทราบมติคณะรัฐมนตรีโดยทั่วถึงและเข้าใจในวิธีปฏิบัติตามมาตรการลด ใช้พลังงานในภาครัฐ นอกจากนั้นระหว่างเดือนพฤษภาคม-กันยายน 2555 กระทรวงพลังงานได้ให้พลังงานจังหวัดทั้ง 76 จังหวัด ทำหน้าที่เป็นที่ปรึกษาให้กับหน่วยงานต่างๆ ในพื้นที่ที่รับผิดชอบ ตลอดจนเข้าไปตรวจสอบการใช้พลังงานให้หน่วยงานที่มีสถิติอัตราการใช้พลังงาน เพิ่มสูงขึ้น จำนวนอย่างน้อย 10 หน่วยงานในแต่ละจังหวัดเพื่อจะได้เร่งตรวจสอบแล้วดำเนินการแก้ไขปรับปรุง เพื่อลดการใช้พลังงานต่างๆ โดยเร็ว
สรุปผลการใช้พลังงานของหน่วยงาน โดยปริมาณการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วง 11 เดือน (ตุลาคม-สิงหาคม) ของปีงบประมาณ 2554 เปรียบเทียบกับปีงบประมาณ 2555 สรุปผลได้ดังนี้ 1) ด้านไฟฟ้า ปริมาณการใช้ในปี 2555 (รวม 970,056,932 หน่วย) เพิ่มขึ้นจากปี 2554 (รวม 935,845,714 หน่วย) เท่ากับ 34,211,218 หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.66 2) ด้านน้ำมัน ปริมาณการใช้ในปี 2555 (รวม 100,012,932 ลิตร) ลดลงจากปี 2554 (รวม 116,977,828 ลิตร) เท่ากับ 16,964,896 ลิตร หรือลดลงร้อยละ 14.50 ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำรายละเอียดเกณฑ์ประเมินผลตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ประจำปีงบประมาณ พ.ศ.2556 เสนอให้ สำนักงาน ก.พ.ร. พิจารณาบรรจุในกรอบประเมินผลปีงบประมาณถัดไปเรียบร้อยแล้ว
9.3 การดำเนินงานตามมาตรการระยะยาว
1) การปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน "อาคารของรัฐที่เป็นอาคารควบคุม" กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ปัญหาข้อจำกัดด้านงบประมาณที่จะต้องจัดหามา เพื่อการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงให้กับ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง ที่คาดว่าจะใช้งบประมาณสูงถึง 6,300 ล้านบาท โดยการนำลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) เข้ามาใช้ ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ร่วมมือกับ ESCO ที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งเป็นผู้เรียกเก็บค่าไฟฟ้าจากอาคารควบคุมภาครัฐ โดย ESCO ที่จะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจร และเมื่อ ESCO ของ กฟน. และ กฟภ. ปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงให้กับอาคารของรัฐอาคารใด แล้ว จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่สามารถลดลงได้มาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงาน และค่าลงทุนซื้ออุปกรณ์ โดยอาคารควบคุมภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม ทั้งนี้ พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงาน โดยจัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัย 2 แห่ง คือ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) และมหาวิทยาลัย เชียงใหม่ ทั้งนี้ เนื่องจากมหาวิทยาลัยมีเงินนอกงบประมาณที่สามารถเปลี่ยนแปลงรายจ่ายค่าไฟฟ้า (หมวดค่าสาธารณูปโภค) เป็นรายจ่ายในการลงทุน ซึ่งจะเป็นเงินที่คืนให้กับ กฟภ. สำหรับเงินลงทุนปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูง นอกจากนี้ พพ. กำลังประสานกับกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้า (หมวดค่าสาธารณูปโภค) ที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้ ซึ่งหากสามารถจัดทำแนวทางได้เรียบร้อยแล้ว พพ. จะเร่งดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน อาคารของรัฐที่เป็นอาคารควบคุมที่มีอยู่ประมาณ 800 แห่ง และคาดว่าจะเกิดการประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 75 ktoe/ปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาท/ปี
2) การจัดซื้อจัดหาของใหม่มาใช้ทดแทนของเดิมที่มีอายุการใช้งานนาน สนพ. อยู่ระหว่างศึกษาจัดทำแนวทางจัดการอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ไฟฟ้าและ น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอายุการใช้งานมานาน เสื่อมสภาพ หรือชำรุด โดยเลือกจากเครื่องใช้ที่มีอยู่มากในแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ เครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วนขนาด 20,000-60,000 บีทียู เครื่องถ่ายเอกสารขนาด 115 วัตต์ เครื่องคอมพิวเตอร์และจอ LCD 14 นิ้ว เครื่องพิมพ์แบบ Inkjet และ Laser และยานพาหนะประเภทรถตู้ โดย สนพ. กำลังรวบรวมข้อมูลการจัดการของเสียทางอิเล็กทรอนิกส์ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งในและต่างประเทศ และสรุปผลการศึกษาประมาณเดือนธันวาคม 2555 ตลอดจนจัดทำเป็นข้อมูลหารือกับสำนักงบประมาณเพื่อพิจารณาในการปฏิบัติตามมติ คณะรัฐมนตรีเรื่องการกำหนดเงื่อนไขจัดซื้ออุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนของเดิม
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงมหาดไทย และกระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกันหารือเพื่อหาแนวทางในการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานชี วมวลและขยะให้เพิ่มมากขึ้น