มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่ 12)

วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.

1. การให้ความช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว(LPG) ภาคครัวเรือน (กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร)

2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)

3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1.การให้ความช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว(LPG) ภาคครัวเรือน (กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารและอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบข้อเสนอของกระทรวงการคลัง เรื่องแนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) ซึ่งกระทรวงการคลังกำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว ซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ ดังนั้น กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท โดยมีจำนวนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ลงทะเบียนผ่านโครงการจำนวน 408,567 ราย คิดเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือค่าชดเชยประมาณ 19.4 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมีการใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซ LPG ที่ลงทะเบียนกับโครงการ จำนวน 7,772 ร้าน ผ่านการใช้สิทธิ์ด้วยการส่งข้อความ SMS

        2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562

        3. การดำเนินการตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปตท. เปลี่ยนการช่วยเหลือมาเป็นให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้ที่ได้รับการช่วยเหลือ กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่เคยลงทะเบียนใช้สิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีก ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (โครงการเดิม) และเป็นผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง ซึ่งปัจจุบันมีผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และเป็นผู้ได้รับสิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ จำนวน 88,189 ราย ทั้งนี้ ปตท. ดำเนินการโดยการนำข้อมูลผู้ที่ลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (โครงการเดิม) จำนวน 408,567 ราย ไปเปรียบเทียบกับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.5 ล้านราย พบว่ามีผู้ใช้สิทธิ์ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 88,189 ราย (2) ปริมาณการช่วยเหลือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2562 รวมเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือประมาณ 8.8 ล้านบาท/เดือนและ (3) รูปแบบการช่วยเหลือ ใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC ภายใต้โครงการเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐได้ทุกร้าน โดยปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC แล้ว จำนวน 2,001 ร้าน ทั่วประเทศ

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)

สรุปสาระสำคัญ

    1.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพและไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุน ในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจนโปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ ทั้งนี้ มอบหมายให้ กบง. จัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

     2. การจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน ควรจะต้องพิจารณาถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่

     2.1 วัตถุประสงค์ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อใช้ประโยชน์ในพื้นที่ของตนเองอย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (4) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้จากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน จากวัสดุทางการเกษตรและจำหน่ายไฟฟ้า และ (5) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ

     2.2 หลักเกณฑ์การคัดเลือก ต้องมีความโปร่งใส เป็นธรรม ตรวจสอบได้ โดยคำนึงถึงเกณฑ์ต่างๆ ดังนี้ (1) รูปแบบการร่วมทุน ให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชน โดยการกำหนดสัดส่วนการร่วมทุนให้เหมาะสม ชุมชนสามารถเข้าร่วมได้ (2) กำหนดพื้นที่เป้าหมายในพื้นที่ 6 ภูมิภาคของประเทศ โดยกำหนดเป็น Zoning ในพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและมีความพร้อมในการดำเนินงาน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดที่มีระดับ GDP ในเกณฑ์น้อย โดยอาจดำเนินการเป็นโครงการนำร่อง เพื่อพิจารณาผลการดำเนินงานก่อนขยายผลในระยะต่อไป (3) เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนที่สามารถจัดหาได้ในพื้นที่เป็นหลัก ได้แก่ เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ และพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบผสมผสานได้ (Hybrid) เพื่อใช้ทดแทนในกรณีที่เชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอ นอกจากนี้ กรณีที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จะต้องมีแนวทางการกำจัดซากแผงเซลล์แสงอาทิตย์ (4) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ โดยโรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (5) ผลตอบแทนสู่ชุมชน มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้ร่วมทุน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุทางการเกษตร (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า ต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด โดยผู้เข้าร่วมโครงการจะต้องมีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ทั้งนี้ รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2018) โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม

     2.3 แหล่งเงินสนับสนุนการดำเนินโครงการ พิจารณาการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน โดยพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ

    3. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2562 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมาย พพ. ให้เป็นผู้รับผิดชอบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายดังกล่าว ซึ่ง พพ. เห็นควรเสนอ กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อขับเคลื่อนให้การกำหนดแนวทางการส่งเสริมพลังงานทดแทนและสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนชุมชนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบจาก กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวภายใต้ กบง. รวมทั้งมอบหมายให้ พพ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ ก่อนเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

     1.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ และมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป

     2.มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเพื่อพิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

สรุปสาระสำคัญ

    1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 โครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย เตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.

    2.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP)(5) มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

    3.สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับ สนพ. ปตท. กฟผ. และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เพื่อหารือการดำเนินการตามมติ กบง. วันที่ 30 สิงหาคม 2562 จำนวน 3 ครั้ง และเมื่อวันที่16 ตุลาคม 2562 ได้หารือร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยมีข้อสรุปเห็นควรให้พิจารณาเป็นทางเลือก 2 แนวทาง พร้อมทั้งจัดทำผลกระทบที่เกิดขึ้น เพื่อนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot 2 Cargoes ติดต่อกันภายในเดือนธันวาคม 2562 มีข้อดีคือ ดำเนินการตามเจตนารมณ์ของ กพช. และ กบง. มีระยะเวลาการดำเนินงานสั้น สามารถสรุปผลเพื่อนำไปสู่การพิจารณาการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปได้รวดเร็ว มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บ ของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ Transmission System Operator (TSO) ส่วนข้อเสียคือ มีความเสี่ยงภาระ Take or Pay แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และราคา LNG แบบ Spot ในเดือนธันวาคมมีแนวโน้มสูงและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าสูงกว่าการนำเข้าเดือนเมษายน และ (2) แนวทางที่ 2 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot Cargo ที่ 1 ในเดือนมกราคม 2563 และ Cargo ที่ 2 ในเดือนเมษายน 2563 มีข้อดีคือ ราคา LNG แบบ Spot เดือนเมษายนมีแนวโน้มต่ำกว่าและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าต่ำกว่าการนำเข้าเดือนธันวาคม มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ TSO โดยมีระยะเวลาในการสรุปผลก่อนการทดสอบ Cargo ที่ 2 ส่วนข้อเสียคือ ขั้นตอนการดำเนินงานทั้งหมดใช้เวลา 3 ถึง 4 เดือน ส่งผลให้การสรุปผลการทดสอบและการพิจารณาการส่งเสริมโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปล่าช้าออกไป

    4. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาแนวทางการนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้งสองแนวทาง และเห็นควรให้เสนอแนวทางที่ 3 ด้วยสมมติฐานการนำเข้า LNG เดือนละ 1 Cargo ในเดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 โดยสำนักงาน กกพ. ได้วิเคราะห์ผลกระทบของแต่ละแนวทางและช่วงเวลาในการนำเข้า LNG สรุปได้ดังนี้ (1) ช่วงเวลาการนำเข้า อยู่ในช่วงเดือนธันวาคม 2562 ถึงเมษายน 2563 (2) ปริมาณ แนวทางที่ 1 และ 2 รวม 2 Cargoes ไม่เกิน 200,000 ต้น ส่วนแนวทางที่ 3 เลือกนำเข้า 1 Cargo ประมาณ 65,000 ตัน (3) โรงไฟฟ้าที่กำหนด ทั้ง 3 แนวทางเลือกใช้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าทั้ง 3 แนวทาง มูลค่ารวมและราคา LNG กฟผ. เสนอต่ำกว่า TPA Code ทั้งนี้ ไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน (ค่าใช้จ่ายที่ ปตท. เรียกเก็บ) และ Margin และ (5) ผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า (คิดเฉพาะส่วนต่างเนื้อก๊าซ) แนวทางที่ 1 คิดเป็น 156 ล้านบาท แนวทางที่ 2 นำเข้าเดือนมกราคมและเมษายน 2563 คิดเป็น 108 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ และแนวทางที่ 3 เดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 คิดเป็น 78 108 25 -116 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ ทั้งนี้ เปรียบเทียบราคา LNG กับ ราคา Swing gas ที่ LNG ไปแทนที่ (อ้างอิงราคา LNG JKM Spot (Forecast) ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2562) และที่อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ

    5.กฟผ. ได้นำเสนอแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot เพื่อขอความเห็นชอบจาก กบง. ดังนี้ (1) Slot Available ขอให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) โดยแนวทางที่ 1 กฟผ. สามารถใช้ทุก slot ได้ โดยไม่กระทบ Inventory (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal กำหนดอัตรา Send-out Rate ตามแผนการใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระค่าบริการระบบท่อ ขอชำระค่าบริการตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง และชำระค่าผ่านท่อสำหรับจุดส่งมอบโรงไฟฟ้าบางปะกงและพระนครใต้ โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ./ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคา ขอใช้หลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. เช่นเดียวกับหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ของ ปตท. ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take และให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ โดยใช้สูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในการนำเข้าของ กฟผ. เพื่อทดสอบระบบ ตามที่ กบง. เห็นชอบ เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ดังนี้ Wกฟผ = LNGกฟผ. + S + [Tzone 3] โดยที่ Wกฟผ. คือ ราคาขายก๊าซของ กฟผ. ให้กับลูกค้าโรงไฟฟ้าที่กำหนด LNGกฟผ. คือ ราคาเนื้อก๊าซ LNG ที่ กฟผ. จัดหา S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ Tzone 3 คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง โดยกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ให้เท่ากับ 0 บาทต่อล้านบีทียู เพื่อไม่ให้กระทบต่อค่าไฟฟ้า (5) ช่วงเวลาการนำเข้า คือช่วงเดือนธันวาคม 2562 จำนวน 2 Cargoes (6) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG ได้แก่ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) และ (7) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าประกอบด้วย ราคาเนื้อ LNG ค่า Surveyor Fee ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ ค่าเดินพิธีศุลกากร ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ค่าใช้จ่ายทางการเงิน ค่าสถานี ค่าท่อ ค่าประกัน ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต และ Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) ถึง (3) ข้างต้น

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ตามกำหนดเวลา คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขดังนี้

     1. Slot Available : PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility)

     2. เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal : กำหนดอัตรา Send Out Rate ตามแผนการใช้จริง ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง

     3. การชำระค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ฉบับปัจจุบัน

     4. โครงสร้างราคา :

     (1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง

     (2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้

     (3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take

     5. โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1)

     6. ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า :

     ค่าใช้จ่ายนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน+ ค่าสถานี+ ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin

     โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิด ค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ 1 - 3 ข้างต้น

     7. ให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรก ต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงการเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

เรื่องที่ 4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

สรุปสาระสำคัญ

    1.วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง การแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน

    2. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือ ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรม และความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ คณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไขตามที่กำหนดจำนวน 6 ข้อ ทั้งนี้ ในข้อ 6 ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง

    3. มีการปรับคณะรัฐมนตรี และเปลี่ยน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายศิริ จิระพงษ์พันธ์) จึงมีการทบทวนใหม่ โดย กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 มีมติเห็นชอบเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยขอแก้ไขมติ กบง. ใน 3 ประเด็น ดังนี้ (1) ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญาจากที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 (2) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ

    4. กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 มีมติเห็นชอบในหลักการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ และมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง

    5. เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสรุปผลการตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ตาม มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ต่อมา เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2561 สำนักงาน กกพ. ได้เข้าร่วมประชุมหารือระหว่าง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และชมรม SPP ชีวมวล โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มอบหมาย ดังนี้ (1) ให้ ชมรม SPP ชีวมวล มีหนังสือสอบถามสมาชิก SPP เป็นรายๆ ว่ารายใดบ้างที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT ภายใต้สมมติฐานเริ่มได้รับอัตรา FiT วันที่ 1 มกราคม 2562 และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ที่ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล เพื่อขอรับทราบความคิดเห็นและข้อกังวล กรณีที่ SPP ชีวมวล ที่มีสัญญาเดิม จะเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรูปแบบ FiT 4.24 บาทต่อหน่วย (ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) และ 3.66 บาทต่อหน่วย (มากกว่า 10 เมกะวัตต์) โดยจะต้องเปลี่ยนเป็นสัญญาแบบ Firm เมื่อได้รับอัตราแบบ FiT และจะไม่มีการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลังครบอายุสัญญา และ วันที่ 18 ธันวาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อส่งผลการสำรวจ SPP ชีวมวลที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT และความเห็นของ SPP Hybrid Firm (ชีวมวล 15 โครงการ)

    6. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีความเห็นให้สำนักงาน กกพ. ชี้แจง กบง. ดังนี้ (1) ในเรื่องนี้เป็นประเด็นเชิงนโยบาย โดย กบง. มีมติเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบหลักการแก้ไขปัญหาด้วยวิธี NPV ตามมติ กบง. เดิมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งขณะนี้ยังไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงหลักการดังกล่าว (2) กกพ. ได้ดำเนินการตามที่ กบง. และกระทรวงพลังงานมอบหมาย แต่ กกพ. ไม่มีอำนาจเปลี่ยนแปลง หลักการตามมติ กบง. ดังกล่าวได้ เว้นแต่ กบง. จะมีมติเปลี่ยนแปลงหลักการใหม่ กกพ. ขอเวลาในการศึกษาและจะนำเรียน กบง. ต่อไป และ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายสำนักงาน กกพ. ไปพิจารณาทางเลือกอื่นในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล กรณีไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

    7. วันที่ 24 เมษายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งปลัดประทรวงพลังงาน ได้เชิญ สนพ. พพ. สำนักงาน กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้าร่วมประชุม โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ให้ กฟผ. พิจารณารายละเอียดของ SPP ชีวมวลของแต่ละสัญญา โดยจะนัดหมายมาหารือกันคราวต่อไป และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 มีมติให้สำนักงาน กกพ. จัดทำข้อวิเคราะห์ในการเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP สัญญาประเภท Firm ที่ผ่านมาถูกกำหนดโดยนโยบายของรัฐจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) โดยผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนโครงการ (2) การแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล เป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิ VSPP สามารถเลือกเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ซึ่งการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP Hybrid Firm ที่ได้รับการคัดเลือกโดยวิธี Competitive Bidding

    8. วันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ฝ่ายเลขานุการจึงขอให้ที่ประชุม พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาของ SPP ชีวมวล ตามความเห็นของ กกพ. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้ว มีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่างๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และ วันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้

     2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 148)
เมื่อวันพุธที่ 11 กันยายน พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.

1. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)

2. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล

3. กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562

นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)

สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (รัฐบาลพลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) แถลงนโยบายต่อรัฐสภา โดยมีนโยบายที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงานที่สำคัญ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนจากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาเพิ่มมูลค่า (2) การพัฒนาสาธารณูปโภคพื้นฐาน เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานให้สามารถพึ่งพาตนเองได้ กระจายชนิดของเชื้อเพลิงทั้งจากฟอสซิลและจากพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม สนับสนุนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนตามศักยภาพของแหล่งเชื้อเพลิงในพื้นที่ เปิดโอกาสให้ชุมชนและประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตและบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่ ส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 และ B100 เพื่อเพิ่มการใช้น้ำมันปาล์มดิบ และจัดทำแนวทางการใช้มาตรฐานน้ำมัน EURO5 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีด้านพลังงาน รวมทั้งสนับสนุนให้เกิดโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และให้มีราคาพลังงานสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (3) ยกระดับโครงข่ายระบบไฟฟ้าและพลังงานให้มีความทันสมัย ทั่วถึง เพียงพอ มั่นคง และมีเสถียรภาพ ทั้งนี้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีแนวนโยบายการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยมุ่งเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable) พลังงานต้องมีต้นทุนราคา ที่เป็นธรรมสามารถยอมรับได้ ประชาชนสามารถเข้าถึงได้ (Affordable) และส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาเศรษฐกิจ ด้วยการสร้างกลไกให้ชุมชนเข้ามามีส่วนร่วมด้านพลังงาน สร้างงานและสร้างรายได้ให้ชุมชนในระดับฐานรากของประเทศ (Energy for all) โดยการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า มุ่งเน้นให้มีการผลิตพลังงานไฟฟ้า ในชุมชนตามศักยภาพเชื้อเพลิงพลังงานสะอาดที่หาได้ในพื้นที่และนำไปใช้ในพื้นที่เป็นหลัก ประชาชนสามารถเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าได้อย่างทั่วถึง ราคาถูก โดยอาจใช้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นเครื่องมือในการส่งเสริมการขับเคลื่อนโครงการ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

2. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
    2.1 หลักการและเหตุผล (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน ตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (4) สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า (5) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและ การจำหน่ายไฟฟ้า (6) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ
    2.2 กรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชน ประกอบด้วย (1) พื้นที่เป้าหมาย พื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้นๆ (2) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน (4) แนวทางการจัดตั้ง ได้แก่ การให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อให้สามารถดำเนินกิจการได้อย่างมีประสิทธิภาพ การรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP และสอดคล้องกับแผน PDP2018 โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม ในพื้นที่ที่ไม่มีศักยภาพจากพืชพลังงานจะส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ มีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้มีการร่วมทุนในโรงไฟฟ้าชุมชน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุ ทางการเกษตร และ (5) ขั้นตอนการดำเนินงาน ได้แก่ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากที่ได้รับความเห็นชอบ มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ และพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดทางด้านระบบส่งและระบบจำหน่าย เป็นต้น รวมทั้งแก้ไขหลักเกณฑ์ กฎ ระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน จากนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเปิดรับข้อเสนอโรงไฟฟ้าชุมชน ดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าชุมชนมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินปี 2565
    2.3 ผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) ชุมชนมีรายได้จากการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าชุมชน และลดภาระค่าใช้จ่ายของชุมชน (2) ชุมชนมีรายได้จากการจำหน่ายวัสดุทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (3) เกิดการสร้างงาน สร้างอาชีพ และสร้างความเข้มแข็งในชุมชน ลดการย้ายถิ่นฐานของแรงงาน (4) เกิดการจับจ่ายใช้สอยในพื้นที่ ก่อให้เกิดการหมุนเวียนของเศรษฐกิจในชุมชน และ (5) ชุมชนสามารถนำไฟฟ้าที่ผลิตได้ สร้างมูลค่าเพิ่มในการประกอบอาชีพของชุมชน เช่น ห้องเย็น เครื่องจักรแปรรูปการเกษตร เป็นต้น

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. เห็นชอบให้นำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เช่น
    2.1 โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ
    2.2 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม
    2.3 ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ
    2.4 ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหา การเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5
    2.5 ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจน โปร่งใส และ เป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย
    2.6 ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ
3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานดำเนินการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 2 แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล

สรุปสาระสำคัญ

1. กระทรวงพลังงานได้เร่งส่งเสริมให้รถยนต์ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 อย่างต่อเนื่อง โดยให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา บี7 อยู่ที่ 1 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่า บี7 อยู่ที่ 5 บาทต่อลิตร หรือหมายถึงส่วนต่างราคาขายปลีกฯ บี10 และ บี20 ต่างกัน 4 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ยอดจำหน่าย บี10 และ บี20 เติบโตอย่างก้าวกระโดด ซึ่งเป็นผลดีในการส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล บี100 เพิ่มขึ้น ทำให้ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm Oil; CPO) สูงขึ้น และเกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น รวมถึงช่วยลดมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM 2.5) ปัจจุบันการใช้น้ำมัน บี7 ยังคงเป็นน้ำมันที่มีสัดส่วนการใช้สูงสุดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ประมาณ 55.3 ล้านลิตรต่อวัน โดยคิดเป็นร้อยละ 89 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด ในขณะที่การใช้ บี20 อยู่ที่ระดับประมาณ 6.7 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ประมาณ 5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรับภาระชดเชยประมาณ 875 ล้านบาทต่อเดือน และหากการใช้น้ำมัน บี20 มีอัตราเพิ่มขึ้นเกินกว่าเป้าหมายมาก จะทำให้ปริมาณ CPO ภาพรวมทั้งประเทศที่ผลิตได้ไม่เพียงพอ

2. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล เพื่อยกระดับการใช้น้ำมันดีเซลจาก บี7 ไปสู่การใช้ บี10 เป็นน้ำมันพื้นฐานของประเทศอย่างเต็มรูปแบบในปี 2563 และ บี20 เป็นน้ำมันทางเลือกของกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยมีแนวทางการส่งเสริม ดังนี้ (1) ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี10 ให้ต่ำกว่า บี7 จาก 1 บาทต่อลิตร เป็น 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี20 ให้ต่ำกว่า บี7 จาก 5 บาทต่อลิตร เป็น 3 บาทต่อลิตร หลังการปรับส่วนต่างราคาน้ำมันดังกล่าว คาดว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 การใช้น้ำมัน บี7 ลดลงมาอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว หรือประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน ส่วนการใช้น้ำมัน บี10 เพิ่มขึ้นทดแทนการใช้น้ำมัน บี7 อยู่ที่ระดับร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว หรือประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน และการใช้น้ำมัน บี20 ลดลงมาอยู่ที่ระดับไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน ทั้งนี้ ตามที่รัฐบาลมีนโยบายประกันรายได้ปาล์มน้ำมันที่ระดับ 4 บาทต่อกิโลกรัม อาจทำให้ราคา บี100 เพิ่มขึ้นประมาณ 7 บาทต่อลิตร ซึ่งอาจทำให้ราคาขายปลีก บี7 บี 10 และ บี 20 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.50 0.70 และ 1.50 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ดังนั้น กรณีที่ราคาขายปลีกมีราคาสูงขึ้นมากจนส่งผลกระทบต่อประชาชน เห็นควรให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และนำเงินที่กองทุนน้ำมันฯ สะสมไว้มาชดเชยได้ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมัน บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน และให้น้ำมัน บี7 และ บี20 เป็นทางเลือกสำหรับรถบรรทุก รวมทั้งประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ทั้งนี้ ประโยชน์จากการดำเนินการดังกล่าวจะช่วยดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ ตลอดจนสร้างความมั่นคงทางพลังงานในการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของวัตถุดิบที่สามารถผลิตได้ในประเทศมากขึ้น ความต้องการใช้ บี100 ที่เพิ่มขึ้นจะช่วยรักษาเสถียรภาพระดับราคา CPO ของประเทศ ทำให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง นอกจากนี้ ยังช่วยลดปัญหาสิ่งแวดล้อมด้านมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก PM 2.5 ในภาคคมนาคมขนส่ง

3. ความพร้อมในการดำเนินการด้านอื่นๆ ได้แก่ (1) ความพร้อมของปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) โดยสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร คาดการณ์ปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันปี 2562 ครึ่งปีหลัง จะมีผลผลิตออกสู่ตลาดประมาณ 7.490 ล้านตัน ลดลงร้อยละ 19.5 เมื่อเทียบกับช่วงครึ่งปีแรกของปี 2562 โดยไตรมาสที่ 4 คาดว่าผลผลิตในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม จะออกสู่ตลาดประมาณ 1.312 ล้านตัน 1.391 ล้านตัน และ 1.208 ล้านตัน ตามลำดับ และกระทรวงพาณิชย์ รายงานปริมาณ CPO คงเหลือ ระหว่าง 24 – 26 กรกฎาคม 2562 มีจำนวน 451,127 ตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.65 จาก ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2562 ซึ่งมีจำนวน 400,441 ตัน ทั้งนี้ ตามเป้าหมายการส่งเสริมการใช้น้ำมัน บี10 ของกระทรวงพลังงาน คาดการณ์ว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 จะมีปริมาณการใช้ บี100 ที่ระดับ 6.2 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่าการใช้ CPO 167,360 ตันต่อเดือน ซึ่งคาดว่าปริมาณ CPO คงเหลือในปัจจุบันและผลผลิตตามที่คาดการณ์ไว้จะสามารถรองรับการผลิต บี100 ได้เพียงพอ (2) ความพร้อมของผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี100) ปัจจุบันมีผู้ผลิต บี100 ทั้งหมด 13 ราย กำลังการผลิตรวม 8,312,242 ลิตรต่อวัน โดยมีผู้ผลิตบี100 สำหรับใช้ผสมเพื่อผลิตเป็น บี10 (ค่าโมโนกลีเซอไรต์ ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก) จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 6,892,242 ลิตรต่อวัน ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการปรับปรุงกระบวนการผลิต (3) ความพร้อมของรถยนต์ ปัจจุบันมีรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล จำนวน 10,466,820 คัน ค่ายรถยนต์รับรองว่าใช้น้ำมัน บี10 ได้ประมาณ 5,231,972 คัน (ร้อยละ 50 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด) ส่วนรถยนต์ดีเซลที่หมดการรับประกันแล้ว จะใช้กลไกส่วนต่างราคาเพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมัน บี10 และ (4) ความพร้อมของผู้ผลิตและผู้จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีความพร้อมและสนับสนุนการดำเนินการตามนโยบายของภาครัฐ โดยขอให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจน รวมทั้งเร่งประชาสัมพันธ์สร้างความเข้าใจเพื่อให้ผู้บริโภคมีความมั่นใจต่อการเปลี่ยนมาใช้น้ำมัน บี10 เพิ่มขึ้น

4. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้เห็นชอบแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมัน บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมัน บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป (2) เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมัน บี7 และ บี20 เป็นทางเลือก และ (3) มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเพื่อให้การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลบรรลุตามวัตถุประสงค์ โดยให้กระทรวงพลังงาน บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันเพื่อใช้บริโภค ให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563 และให้กรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล หมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป

2. เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก

3. เห็นชอบการมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเพื่อให้การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลบรรลุตามวัตถุประสงค์ ดังนี้
    3.1 ให้กระทรวงพลังงาน บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันเพื่อใช้บริโภค
    3.2 ให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563
    3.3 ให้กระทรวงพาณิชย์ กรมการค้าภายใน บริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ
    3.4 ให้กระทรวงพาณิชย์ และกระทรวงพลังงาน ศึกษาห่วงโซ่อุปทานและแนวโน้มความต้องการของน้ำมันปาล์มดิบ ทั้งเพื่อการบริโภคและเพื่อพลังงาน
    3.5 ให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เร่งดำเนินการขึ้นทะเบียนเกษตรกรชาวสวนปาล์มให้ครบถ้วน เพื่อให้เกิดความชัดเจนเกี่ยวกับจำนวนเกษตรกร และพื้นที่เพาะปลูกปาล์มทั่วประเทศ

เรื่องที่ 3 กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พระราชบัญญัติฯ) มีเหตุผลในการประกาศใช้ คือ เพื่อรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงมิให้เกิดผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สมควรจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยกระดับกองทุนฯ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 โดยมีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ทำหน้าที่บริหารกิจการของกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพและเป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งกองทุนฯ รวมทั้งกำหนดโทษทางอาญาสำหรับการกระทำบางประการ เพื่อให้กฎหมายมีสภาพบังคับอันจะส่งผลให้การจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ เป็นไปอย่างเสมอภาคและมีประสิทธิภาพ

2. ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547ฯ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ จะมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องโดยตรง 2 หน่วยงาน คือ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ (2) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) มีหน้าที่จัดหาเงินมาให้กองทุนฯ นำไปชดเชยราคา เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ โดยก่อนถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ สนพ. และ สบพน. ได้เตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ การเตรียม พระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการยุบเลิกสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) การจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง การจัดทำกฎหมายลำดับรอง ระเบียบ ข้อบังคับ ประกาศต่างๆ เป็นต้น นอกจากนี้ การบริหารกองทุนฯ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีบทเฉพาะกาลตามมาตรา 54 ให้นำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547ฯ เฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ที่ใช้บังคับอยู่ในวันก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ นี้ใช้บังคับ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัติฯ จนกว่าจะมีประกาศและระเบียบตามพระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ

3. เพื่อให้การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงเปลี่ยนผ่านเป็นไปอย่างต่อเนื่อง สนพ. และ สบพน. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ดังนี้ (1) การนำข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ ใช้บังคับเมื่อถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ได้ตอบข้อหารือโดยเห็นว่า ในกรณีที่ร่างพระราชบัญญัติฯ ประกาศใช้บังคับเป็นกฎหมาย ย่อมเกิดผลให้มีกลไกกองทุนฯ ตามร่างพระราชบัญญัติฯ ขึ้น อันเป็นกลไกที่ซ้ำซ้อนกับข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ ดังนั้น จึงสมควรทบทวนข้อกำหนดทั้งหมดในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ เพื่อปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีดังกล่าวให้ถูกต้องและเหมาะสมโดยยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ และออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ซึ่งกำหนดเฉพาะมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ไว้เท่าที่จำเป็นและเหมาะสมสอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป (2) การดำเนินงานบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงระยะเวลาเปลี่ยนผ่าน ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ได้ตอบข้อหารือโดยเห็นว่า ตามมาตรา 5 กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤติการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และการดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ดังกล่าวต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนฯ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด สำหรับการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพตามที่ดำเนินการในปัจจุบัน มีการบัญญัติไว้เป็นการเฉพาะในมาตรา 55 จึงไม่ต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ตามที่กำหนดในมาตรา 5 ส่วนกรณีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามที่ดำเนินการในปัจจุบันในระยะเริ่มแรกตามบทเฉพาะกาลนั้น มิได้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ ดังนั้น ถ้ายังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็ไม่สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ นอกจากนี้มีข้อสังเกตว่า เพื่อให้การดำเนินงานบริหารกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงัก ควรเร่งดำเนินการเสนอกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และเร่งจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนฯ เพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ รวมทั้งเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนฯ บรรลุตามวัตถุประสงค์ของกฎหมายต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน เห็นสมควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ (1) (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และ (2) (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง

4. (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

    4.1 วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ ดังนี้ (1) สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนหมายความว่ามีเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่ง หรือหลายเหตุการณ์เกิดขึ้น อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในส่วนของน้ำมันเชื้อเพลิง หมายถึงมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาซื้อขายน้ำมันดิบของตลาดที่สำคัญของโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดอ้างอิง มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบอย่างต่อเนื่อง และส่งผลให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร หรือ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสม มากกว่า 30 บาทต่อลิตร ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว หมายถึง มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) มีราคาสูงกว่าราคานำเข้า หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวของตลาดโลกเปลี่ยนแปลง ใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐต่อตัน หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท และ (2) สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ หมายความว่า มีเหตุการณ์ที่ทำให้ปริมาณการผลิตและหรือนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เป็นไปตามแผน โดยมีแนวโน้มอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน

    4.2 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม หมายถึง การนำเงินกองทุนฯ ไปใช้จ่ายเพื่อชดเชยให้กับผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเป็นโรงกลั่น หรือผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง หรือผู้ซื้อหรือได้มาซึ่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามมาตรา 29 มาตรา 30 และมาตรา 31 แห่งพระราชบัญญัติฯ โดยให้มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชยดังต่อไปนี้ (1) เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันจะเป็นประโยชน์ต่อความมั่นคงด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ (2) เป็นมาตรการระยะสั้น และ คงหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกตลาดเสรี (3) คำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies)

5. (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่ง สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานโดยมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันพิจารณายกร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ที่กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้เท่าที่จำเป็น และจัดทำรายละเอียดการปรับปรุงโดยเปรียบเทียบคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547ฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน โดยยังคงมีหน้าที่และอำนาจเกี่ยวกับการกำหนดหลักเกณฑ์และหรือกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร หรือนำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรือค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรืออัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและหรือกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการฯ เป็นต้น และ (2) ปรับปรุงข้อกำหนด/ข้อห้ามปฏิบัติในการแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซหุงต้ม โดยให้สอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะ ในหน้าที่ตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและกฎหมายการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง

6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ได้มีความเห็นว่า การจัดทำ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการดำเนินการตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 และเป็นไปตามข้อสังเกตของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เพื่อให้การดำเนินงานเกี่ยวกับการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนทั้งในส่วนที่เกี่ยวข้องและ ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงัก กบง. จึงเห็นชอบ (ร่าง) กรอบนโยบาย การบริหารกองทุนฯ และ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้เสนอ กพช. เพื่อโปรดพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบกรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

     2. เห็นชอบ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ กราบเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อโปรดพิจารณาลงนามต่อไป

     3. ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเร่งจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ในการประชุมครั้งต่อไป รวมทั้งเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบรรลุตามวัตถุประสงค์ ของกฎหมายต่อไป