มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2559 (ครั้งที่ 6)
เมื่อวันศุกร์ที่ 11 มีนาคม 2559 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์พลังงานปี 2558 และแนวโน้มปี 2559
2.การประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) และแผนรณรงค์การลดพีคไฟฟ้า
3.รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.แนวทางดำเนินการโครงการนำร่องการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาแบบเสรี
5.แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
8.ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
9.ขอความเห็นชอบการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้านาบง
11.แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
12.แนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในกำหนดเวลา
13.ปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2558 และแนวโน้มปี 2559
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดทำสถานการณ์พลังงานปี 2558 โดยภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เมื่อเทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2558 ที่ขยายตัวร้อยละ 2.8 แต่การจัดหาพลังงานขั้นต้นยังไม่เพียงพอต่อการใช้ทำให้ต้องนำเข้าพลังงาน (สุทธิ) คิดเป็นร้อยละ 48 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 912,931 ล้านบาท สรุปสถานการณ์พลังงาน ดังนี้ น้ำมันสำเร็จรูปมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 เมื่อเทียบกับปี 2557 โดย (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ย 60.1 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 เนื่องจากราคาขายปลีกที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีการใช้เฉลี่ย 26.4 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 13.2 จากราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับต่ำ ประกอบกับผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV บางส่วนเปลี่ยนมาใช้น้ำมัน (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ย 16.6 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.4 จากการท่องเที่ยวที่ขยายตัวดีขึ้น (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้อยู่ที่ 6,695 พันตัน ลดลงร้อยละ 10.9 (5) การใช้ไฟฟ้า มีปริมาณ 174,834 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดยเพิ่มขึ้นเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจยกเว้นภาคเกษตรกรรมที่ใช้ลดลงส่วนหนึ่งจากปัญหาภัยแล้ง (6) การผลิตไฟฟ้า มีปริมาณ 192,189 ล้านหน่วย (รวมการผลิตของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก) เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 โดยมีก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 5 มีการผลิตเพิ่มขึ้นร้อยละ 10.4 ตามนโยบายของกระทรวงพลังงาน
2. สนพ. ได้คาดการณ์แนวโน้มพลังงานปี 2559 โดยมีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจร้อยละ 2.8 – 3.8 ราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2559 เฉลี่ยอยู่ในช่วง 35 – 45 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยคาดว่าจะอยู่ในช่วง 36 – 37 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ สรุปได้ดังนี้ (1) การใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 โดยการใช้น้ำมันคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 การใช้ก๊าซธรรมชาติและพลังงานทดแทน คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 ส่วนการใช้ถ่านหินและลิกไนต์คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 และการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 31.7 (2) น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 น้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.7 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ยังอยู่ในระดับต่ำ และการใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.5 ตามการฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลกและนโยบายกระตุ้นการท่องเที่ยวของรัฐบาล (3) LPG โพรเพน และบิวเทน คาดว่าจะมีการใช้ลดลงร้อยละ 5.6 โดยการใช้ในรถยนต์ลดลงร้อยละ 9.4 จากการปรับโครงสร้างราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงทำให้ราคา LPG ปรับตัวสูงขึ้นในขณะที่ราคาน้ำมันยังอยู่ในระดับต่ำ ผู้ใช้ LPG บางส่วนจึงหันไปใช้น้ำมันแทน การใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีคาดว่าจะลดลงร้อยละ 12.2 ตามการส่งออกที่ชะลอตัว ในขณะที่ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรมคาดว่าการใช้จะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.2 และ 4.0 ตามลำดับ (4) ไฟฟ้า คาดว่าจะมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2558 (1) ราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับ 31 – 67 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 51 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ปรับลดลง 46 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เมื่อเทียบกับปี 2557 จากอุปทานน้ำมันดิบล้นตลาดและการอ่อนตัวของอุปสงค์น้ำมันดิบของโลก (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ที่ระดับ 42 – 88 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 69 เหรียญดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ปรับลดลง 42 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 64 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ปรับลดลง 48 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เมื่อเทียบกับปี 2557 เนื่องจากอุปสงค์ที่อ่อนตัวลง (3) ราคาก๊าซ LPG อยู่ที่ระดับ 327 - 484 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน โดยราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 424 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน ปรับลดลง 396 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน เมื่อเทียบกับปี 2557 เนื่องจากภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมียังคงใช้แนฟทาแทนการใช้ก๊าซ LPG และปริมาณสำรองก๊าซ LPG ในคลังที่เหลืออยู่มากในประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ และสหรัฐอเมริกา (4) ราคาก๊าซ LNG อยู่ที่ระดับ 6.50 – 10.65 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู โดยราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 7.80 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ปรับลดลง 14.89 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู เมื่อเทียบกับปี 2557 เนื่องจากตลาด LNG ยังมีปริมาณอุปทานสูงกว่าความต้องการ สำหรับแนวโน้มราคาพลังงานปี 2559 คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยอยู่ที่ 35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ราคา LNG อยู่ที่ประมาณ 5 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) และแผนรณรงค์การลดพีคไฟฟ้า
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของประเทศ เพิ่มขึ้นปีละ 500 – 1,000 เมกะวัตต์ (เฉลี่ยย้อนหลัง 10 ปี ประมาณปีละ 680 เมกะวัตต์) โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเฉลี่ยอยู่ในช่วงเวลา 14.00 - 17.00 น. และ 19.00 - 22.00 น. ทั้งนี้ ในฤดูร้อนของแต่ละปีคือปลายเดือนมีนาคม – พฤษภาคม ปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าจะสูงมาก เนื่องจากประชาชนส่วนใหญ่บรรเทาอากาศร้อนด้วยการเปิดพัดลมโดยเพิ่มระดับแรงลม และเปิดเครื่องปรับอากาศโดยลดระดับอุณหภูมิ ซึ่งส่งผลให้ในฤดูร้อนที่มีการลดอุณหภูมิลงทุก 1 องศา ของเครื่องปรับอากาศ จะต้องเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 10
2. เมื่อวันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2559 คณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้ประมาณการ Peak ของประเทศในระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปี 2559 ที่ระดับ 29,018 เมกะวัตต์ โดยมีสมมติฐาน ดังนี้ (1) ใช้ข้อมูลการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงจนถึงสิ้นเดือนมกราคม 2559 (2) ใช้ค่าประมาณการอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2559 จากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 อยู่ที่ร้อยละ 2.8 - 3.8 (3) พยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ด้วยวิธี Load Profile ตามลักษณะการใช้ไฟฟ้าปี 2556 จากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3. เนื่องจากประมาณการ Peak ของประเทศในระบบ กฟผ. ปี 2559 ที่ระดับ 29,018 เมกะวัตต์ สูงกว่า Peak ที่เกิดขึ้นจริงในปี 2558 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 27,346 เมกะวัตต์ จึงจำเป็นต้องขอความร่วมมือช่วยประหยัดไฟฟ้าในช่วงฤดูร้อน เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าที่จะสูงขึ้นจากการนำเข้าเชื้อเพลิงมาผลิตไฟฟ้า และเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยรวม สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้จัดทำแผนการรณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความตระหนักในการประหยัดพลังงานและร่วมกันลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงวันที่ 20 มีนาคม – 20 พฤษภาคม 2559 แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ให้ข้อมูล ความรู้ ความเข้าใจสถานการณ์พลังงาน พร้อมทั้งขอความร่วมมือในการประหยัดพลังงาน และแนะนำวิธีประหยัดพลังงานที่สามารถนำไปปฏิบัติใช้ในชีวิตประจำวันได้ทันที ด้วยการปิดไฟดวงที่ไม่จำเป็น ปรับอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศเพิ่มขึ้น 1 องศาเซลเซียส จาก 25 เป็น 26 องศาเซลเซียส ปลดปลั๊กเมื่อเลิกใช้ในช่วงเวลา 14.00 – 15.00 น. เปลี่ยนอุปกรณ์เป็นอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงที่มีฉลากประหยัดไฟเบอร์ 5 และเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าจากช่วงเวลาที่คาดว่าจะมีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดมาเป็นช่วงเวลาอื่น ระยะที่ 2 ประชาสัมพันธ์ผ่านสื่อโทรทัศน์ หนังสือพิมพ์ วิทยุ และ Social Media และระยะที่ (3) ติดตาม เฝ้าระวัง และรายงานผลทางเว็บไซต์แบบวันต่อวัน โดยมีกลุ่มเป้าหมายหลัก ได้แก่ ภาคการผลิต อุตสาหกรรม ธุรกิจบริการ ราชการ และประชาชน และกลุ่มเป้าหมายรอง ได้แก่ สื่อมวลชน ผู้นำทางความคิด โดยคาดหวังว่า ภาคประชาชน ภาคอุตสาหกรรม และภาคเอกชน จะเกิดความตระหนักและเห็นความสำคัญที่ต้องใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัด และปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า ทำให้ Peak ปี 2559 ในช่วงฤดูร้อนอยู่ที่ระดับ 28,500 – 29,000 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมกราคม 2559 มีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (Commercial Operation Date: COD) แล้ว 5,400 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีพันธะผูกพันแล้ว (โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว) รวม 3,461 เมกะวัตต์ รวมกำลังการผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 8,861 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 52.81 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ที่มีเป้าหมาย ณ ปี 2579 (ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) เท่ากับ 16,778 เมกะวัตต์
2. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 ได้กำหนดไว้จำนวน 200 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วจำนวน 2 รอบ รวมกำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 166 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2556 กำลังผลิตติดตั้ง 108 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ COD แล้ว 86 เมกะวัตต์ และโครงการที่มี PPA แล้วยังไม่ COD 22 เมกะวัตต์ และ (2) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2558 (ประเภทบ้านอยู่อาศัย) กำลังผลิตติดตั้ง 58 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่ COD แล้ว 3 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วยังไม่ COD 55 เมกะวัตต์ และโครงการที่ตอบรับซื้อแล้ว และยังไม่มาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 0.25 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม รวมกำลังผลิตติดตั้ง 981 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีโครงการที่ COD แล้ว 416 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วยังไม่ COD 565 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แนวทางดำเนินการโครงการนำร่องการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาแบบเสรี
ผู้แทนจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นางกุลวรีย์ บูรณสัจจะวราพร) ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การประชุมสภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 ที่ประชุมเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่องโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ให้มีการดำเนินการดังนี้ (1) ติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคาหรือส่วนหนึ่งส่วนใดของบ้านและอาคาร โดยนำไฟฟ้าที่ผลิตได้ไปใช้ในบ้านหรืออาคารก่อน แล้วส่งไฟฟ้าที่เหลือไปขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ (2) แบ่งเป้าหมายเป็นระยะสั้นและระยะยาว ดังนี้ ระยะสั้น 5 ปี (2558-2563) ติดตั้งโซล่าร์รูฟขนาดไม่เกิน 10 kWp อย่างน้อย 100,000 ชุด รวม 500 เมกะวัตต์ และระยะยาว 20 ปี (2558-2563) ติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างน้อย 1,000,000 ชุด รวม 5,000 เมกะวัตต์ (3) ให้กระทรวงพลังงาน (พน.) ร่วมกับ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ออกระเบียบประกาศ หลักเกณฑ์ และวิธีการเข้าร่วมโครงการฯ ที่สะดวกรวดเร็ว โดยอาจให้บริการแบบ One stop service กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือในระดับที่เหมาะสม เผยแพร่ให้ความรู้และข้อมูลแก่ประชาชนเพื่อให้การเข้าร่วมโครงการเป็นไปอย่างกว้างขวางและเป็นรูปธรรม (4) บรรจุโครงการไว้ในแผน PDP 2015 (พ.ศ. 2558-2579) และควรมีการลงทุนด้านสายส่ง/สายจำหน่ายให้เพียงพอ และ (5) มีมาตรการส่งเสริมการลงทุนในด้านภาษีนำเข้าและภาษีเงินได้
2. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดย (1) เน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลัก แล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เกินให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายให้น้อยที่สุด โดยราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่ก่อภาระต่อประชาชน (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินโครงการฯ โดยให้ดำเนินการในรูปแบบโครงการนำร่อง (Pilot Project) ก่อน และให้ กฟภ. และ กฟน. คัดเลือกพื้นที่ในการดำเนินโครงการนำร่อง (3) ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประเมินผลโครงการ หากได้ผลดีสามารถบรรลุเป้าหมายที่กำหนด ก็ให้พิจารณาแนวทางขยายผลการปฏิบัติไปทั่วทุกภูมิภาคของประเทศ และ (4) รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ให้ กบง. ทราบเป็นระยะๆ ต่อไป
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่อง ที่ พพ. ได้พิจารณาร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 หน่วย สำนักงาน กกพ. และ สนพ. ว่า การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคานั้น จะต้องดำเนินการติดตั้งตามข้อจำกัดจากมาตรฐานที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายกำหนด คือติดตั้งได้ไม่เกินร้อยละ 15 - 25 ของกำลังติดตั้งของหม้อแปลงไฟฟ้าที่ผู้ขอติดตั้งเชื่อมต่ออยู่ และที่ประชุมมีประเด็นให้พิจารณา ดังนี้ (1) ประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าซึ่งยังไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ไหลเข้าสายจำหน่ายในโครงการ นำร่อง ว่าในอนาคต ควรมีการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าส่วนนี้ในราคาให้เหมาะสม (2) ควรมีการศึกษาระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าให้ชัดเจนก่อนดำเนินการ และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายควรมีการศึกษาแนวทางป้องกันและแก้ไขปัญหาทางเทคนิค จากการเกิดกระแสไฟฟ้าไหลย้อนจากการดำเนินการโครงการนำร่อง และ (3) ให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานที่จะเข้ามากำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
4. เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้รับทราบความแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องจากคณะทำงานฯ ที่จัดตั้งขึ้น สรุปแนวได้ดังนี้ (1) เป้าหมายการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ คือ ช่วยลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak load) มีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนน้อยที่สุดหรือไม่มีเลย และมีผลกระทบต่อระบบสายส่ง/สายจำหน่ายน้อยที่สุด (2) แนวทางการดำเนินการโครงการนำร่อง มีดังนี้ กลุ่มเป้าหมายโครงการนำร่อง ได้แก่ ที่พักอาศัยหรืออาคารธุรกิจที่มีการใช้ไฟฟ้าสม่ำเสมอในช่วงกลางวัน ในพื้นที่การไฟฟ้านครหลวง 50 เมกะวัตต์ และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 50 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นที่พักอาศัย 10 เมกะวัตต์ และอาคารธุรกิจ 40 เมกะวัตต์ รวมเป้าหมายทั่วประเทศทั้งสิ้น 100 เมกะวัตต์ โดยมีขนาดติดตั้งสูงสุด ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ สำหรับที่พักอาศัย และ ระหว่าง 10 - 1,000 กิโลวัตต์ สำหรับอาคารธุรกิจ และกำหนดให้ไฟฟ้าที่ผลิตได้ถูกใช้ในบ้านหรืออาคารก่อนเป็นสำคัญและเหลือไหลย้อนเข้าสายจำหน่ายให้น้อยที่สุด โดยกำหนดการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าให้ไม่เกินความต้องการใช้เฉลี่ยต่อเดือน และพิจารณาให้การติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าทำได้ไม่เกินร้อยละของกำลังติดตั้งหม้อแปลงที่มีการเชื่อมต่ออยู่ตามข้อกำหนดของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ทั้งนี้ จะไม่มีการจ่ายเงินค่าไฟฟ้าที่ไหลเข้าระบบสายส่งหรือสายจำหน่ายของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในช่วงนำร่อง โดยให้ กกพ. จัดทำระเบียบการเข้าร่วมโครงการ และมีการติดตามประเมินผลโครงการนำร่องเพื่อวิเคราะห์ผลกระทบด้านต่างๆ ทั้งด้านเทคนิค เศรษฐศาสตร์ และสังคม และนำไปประกอบการพิจารณาแนวทางส่งเสริมระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาแบบเสรีในระยะต่อไป
5. กำหนดการดำเนินงานโครงการนำร่อง ดังนี้ ในช่วงปลายเดือนมีนาคม 2559 จะนำเสนอร่างหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องให้ กกพ. เพื่อจัดทำระเบียบและประกาศฯ และช่วงเมษายน – กรกฎาคม 2559 กกพ. จะจัดรับฟังความคิดเห็นและออกประกาศรับสมัครเข้าร่วมโครงการ และตามแผนการดำเนินงาน กฟน. และ กฟภ. จะรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการในช่วงเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2559 และจะประกาศผลผู้ผ่านการคัดเลือกภายในเดือนตุลาคม 2559 หลังจากนั้นผู้ที่ผ่านการคัดเลือกจะลงนามในสัญญาและขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะสามารถเชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้าได้ภายในเดือนมกราคม 2560 และในช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2560 จะดำเนินการติดตามและประเมินผลโครงการ และจะนำผลการดำเนินงานเสนอ กบง. และ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อรับทราบ/พิจารณาแนวทางการดำเนินงานที่เหมาะสมในระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบตามที่สภาปฏิรูปแห่งชาติเสนอ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เป็นหน่วยงานหลักเรื่องการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย โดยให้ร่วมดำเนินการกับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง และเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2558 พน. ได้จัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยที่ประชุมได้มีความเห็นร่วมกันว่าควรมุ่งเน้นการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าใน กลุ่มรถโดยสารสาธารณะก่อน แล้วจึงขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคลต่อไป และ พน. ได้นำเสนอความเห็นดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรีแล้ว นอกจากนี้ องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพฯ (ขสมก.) ได้ประสานงานว่า อยู่ระหว่างจัดทำโครงการนำร่องเพื่อทดสอบการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าในปี 2559 จำนวน 20 คัน เพื่อเตรียมการไปสู่การจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 200 คัน โดยอยู่ระหว่างการเสนอขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรี
2. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามข้อเสนอของ พน. โดยมีเป้าหมายที่จะอนุรักษ์การใช้พลังงานทั้งในภาพรวมของประเทศให้ได้ 51,700 KTOE โดยในภาคขนส่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน 30,213 KTOE และได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการ อนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และ พน. โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีการสนับสนุนและส่งเสริมงานวิจัยที่เกี่ยวกับยานยนต์ไฟฟ้าในด้านต่างๆ อย่างต่อเนื่องมาตั้งแต่ปี 2554 นอกจากนั้น หน่วยงานต่างๆ ยังได้เตรียมการเกี่ยวกับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า ดังนี้ (1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำโครงการวิจัยรถยนต์ไฟฟ้าดัดแปลงต้นแบบ และโครงการศึกษาการพัฒนาการของเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าและผลกระทบที่เกิดขึ้น ในประเทศไทย เป็นต้น (2) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จัดทำโครงการรถยนต์ไฟฟ้าและสถานีชาร์จไฟฟ้า โดยมีการจัดหายานยนต์ไฟฟ้ามาทดลองใช้งานจำนวน 16 คัน และดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบเร็วในพื้นที่ กฟน. จำนวน 10 แห่ง พร้อมทั้งพัฒนา Billing System เพื่อเตรียมความพร้อมการคำนวณอัตราค่าพลังไฟฟ้าและค่าบริการสำหรับรถยนต์ ไฟฟ้า (3) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จัดทำโครงการรถโดยสารไฟฟ้าไร้มลพิษ โครงการพัฒนาต้นแบบรถยนต์ไฟฟ้าขนาดเล็กประสิทธิภาพสูงเพื่อใช้ในเมือง การวิจัยและพัฒนามอเตอร์และระบบขับเคลื่อนประสิทธิภาพสูง ชนิดไม่ใช้แม่เหล็กถาวรสำหรับรถจักรยานยนต์ไฟฟ้า (4) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีโครงการ Pilot Charging Station ดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่ของ ปตท. จำนวน 6 แห่ง ซึ่งปัจจุบันดำเนินการติดตั้งแล้วเสร็จทั้งสิ้นจำนวน 4 แห่ง และมียานยนต์ไฟฟ้าเพื่อทดลองการใช้งานจำนวน 2 คัน
3. จากการศึกษาที่ผ่านมา พบว่าหากมีการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามแนว โน้มของโลก กรณีที่มีเพิ่มขึ้นในระดับปกติ (Probable Case) ควรมีการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่เพิ่ม ขึ้นในปี 2579 มากกว่า 230 สถานี เพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า 0.4 ล้านคัน ทั้งนี้ หากมีการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน EEP 2015 จะต้องมีการจัดเตรียมสถานีอัดประจุไฟฟ้าพร้อมทั้งโครงสร้างพื้นฐานด้าน พลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมอีก 2-3 เท่าจากที่มีการศึกษาไว้ โดยจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการ ใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าสำหรับประเทศไทยที่จะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดยดำเนินการ ดังนี้ (1) ศึกษาการใช้งานรถยนต์ไฟฟ้าและผลกระทบต่างๆ ที่อาจจะเกิดขึ้นจากการใช้งาน (2) ศึกษาโครงสร้างราคาไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และกลุ่มรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (3) กำหนดรูปแบบและมาตรฐานสถานีอัดประจุไฟฟ้าและการขออนุญาตเป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้า (4) จัดทำเกณฑ์การจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าที่จะเข้ามาเชื่อมต่อกับระบบจำหน่าย ไฟฟ้า
4. แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย แบ่งออกเป็น 3 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) เน้นการนำร่องการใช้งานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า เนื่องจากจะเกิดประโยชน์กับประชาชนในวงกว้างและสามารถพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการใช้งานได้ง่าย รวมถึงดำเนินการเตรียมความพร้อมด้านอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต โดยจะมีการดำเนินการ 4 ส่วน ดังนี้ (1) จัดทำโครงการนำร่องใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะ (2) ศึกษาการใช้งานรถยนต์ไฟฟ้าและผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากการใช้งาน (3) เตรียมความพร้อมด้านสาธารณูปโภคที่เกี่ยวข้องกับยานยนต์ไฟฟ้า และ (4) เตรียมความพร้อมรองรับด้านอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น เตรียมความพร้อมเกี่ยวกับการสนับสนุนด้านภาษี การปรับปรุงกฎหมายหรือกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง อัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า บุคลากรในอุตสาหกรรมรถยนต์ไฟฟ้า การสนับสนุนงานวิจัยพัฒนาด้านการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า เป็นต้น ระยะที่ 2 การขยายผลการดำเนินงานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและเตรียมความพร้อมสำหรับการส่ง เสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2561-2563) โดย (1) สนับสนุนการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานตามจำนวนรถโดยสารสาธารณะที่จะเพิ่มในช่วง เวลา พ.ศ. 2561-2563 (2) กำหนดรูปแบบและมาตรฐานสถานีอัดประจุไฟฟ้าและการขออนุญาตในการให้บริการอัด ประจุไฟฟ้า (3) ศึกษาและกำหนดมาตรการเพื่อจูงใจให้เอกชนลงทุนพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และ (4) ศึกษาและทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และอัตราค่าบริการสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ระยะที่ 3 การขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2564 เป็นต้นไป) โดย (1) สนับสนุนการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าให้สอดคล้องกับปริมาณรถยนต์ ไฟฟ้าส่วนบุคคลที่จะเพิ่มขึ้น (2) พัฒนาระบบบริหารจัดการการอัดประจุไฟฟ้าอัจฉริยะ (EV Smart Charging) เข้ามาช่วยลดการลงทุนในการปรับปรุงระบบไฟฟ้า (3) การพัฒนาระบบบริหารความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศร่วมกับการใช้งานยานยนต์ ไฟฟ้า (Vehicle to Grid: V2G)
5. โครงการนำร่องใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะและการเตรียมความพร้อม ด้านสาธารณูปโภคที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในระยะที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) กฟน. ดำเนินโครงการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 อู่ เพื่อรองรับโครงการนำร่องการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขสมก. จำนวน 200 คัน (2) ขสมก. ดำเนินโครงการนำร่องการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 20 คัน และโครงการนำร่องการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขสมก. จำนวน 200 คัน (3) กฟภ. ดำเนินโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุ 4 สถานี เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสนามบินสุวรรณภูมิ - พัทยา (4) กฟผ. ดำเนินโครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้า จำนวน 1 คัน และสร้างสถานีอัดประจุไฟฟ้า จำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมเพื่อการเรียนรู้ กฟผ. (สำนักงานกลาง) โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ ไฟฟ้า (Smart Grid for EV Demand Management) และโครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลาก เบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีประจุไฟฟ้า (5) ปตท. ดำเนินโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงานจาก ปตท. สำนักงานใหญ่ – รถไฟฟ้า BTS สถานีหมอชิต และ (6) สนพ. และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินโครงการนำร่องการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าให้กับยานพาหนะไฟฟ้า (Charging Stations)
6. พน. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) กำหนดกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก เพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่องของหน่วยงาน ต่างๆ ประกอบด้วย 2 ส่วน ดังนี้ (1) ค่าพลังงานไฟฟ้า โดยมีการกำหนดอ้างอิงจากอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดกลาง แบบตามช่วงเวลาการใช้ (TOU) ตามแรงดันที่เชื่อมต่อ โดยมีการคิดอัตราค่า Demand Charge เฉลี่ยรวมกับ ค่า Energy Charge และทำการหักลบเงินอุดหนุนค่าไฟฟรี (50 หน่วย) และค่า Ft ตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ (2) ค่าบริการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ให้มีการกำหนดอัตราค่าบริการในส่วนดังกล่าวให้สะท้อนเงินลงทุนสถานีอัดประจุ ไฟฟ้า ทั้งนี้ อัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในช่วงแรกจะต้องมีต้นทุนการสิ้นเปลือง พลังงานต่อกิโลเมตรของยานยนต์ไฟฟ้าต้องต่ำกว่ายานยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิง NGV
7. การเตรียมความพร้อมรองรับด้านมาตรฐานและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการโดย สำนักงาน กกพ. หรือกรมธุรกิจพลังงาน ได้แก่ (1) การขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การขออนุญาตจำหน่ายสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน (3) มาตรฐานความปลอดภัยในการตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า นอกจากนี้ พน. ได้เตรียมความพร้อมร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยจะมีการศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยาน ยนต์ไฟฟ้า ซึ่งได้กำหนดให้เป็นส่วนหนึ่งของการประเมินผลการดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยจะทำการศึกษาแนวทาง การพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าและพัฒนามาตรฐานการเชื่อมต่อทางไฟฟ้าและการทำงาน ร่วมกันได้ (Interoperability) การกำหนดราคาและรูปแบบการให้บริการ การกำหนดมาตรฐานการใช้พลังงานของยานยนต์ไฟฟ้าที่เหมาะสม รวมถึงกฎระเบียบอื่นๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินงานของการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย ในระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามแผนในระยะที่ 1 ต่อไป
2. เห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกตามแนวทางดัง กล่าวต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 4 (4) ให้ “คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ” (กพช.) มีหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามมาตรา 24 โดยมีวัตถุประสงค์ให้นำไปใช้จ่ายเงินตามมาตรา 25 ซึ่งตามมาตรา 28 (1) กำหนดให้ “คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน” มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กพช. ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 35,000 ล้านบาท และให้ปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ รวมถึงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรเงินกองทุนฯ ให้ 2 หน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ คือ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 34,099 ล้านบาท โดยได้ทำข้อผูกพันไว้รวมทั้งสิ้น 22,105 ล้านบาท (ร้อยละ 65 ของวงเงินที่ได้รับจัดสรร) เบิกจ่ายไปแล้ว 11,072 ล้านบาท (ร้อยละ 50) เป็นเงินรอจ่าย 11,033 ล้านบาท (ร้อยละ 50) เป็นเงินรอผูกพันของปีงบประมาณ 2559 จำนวน 6,838 ล้านบาท และเป็นเงินที่ไม่ผูกพันส่งคืน 5,155 ล้านบาท (ร้อยละ 15) ทั้งนี้ จากการสรุปการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และสถานะโครงการในปีงบประมาณ พ.ศ. 2555-2559 พบว่ามีเงินคงเหลือที่สามารถนำไปใช้ให้เกิดประโยชน์ได้ จำนวน 6,918 ล้านบาท ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาจัดสรรงบประมาณปี 2559 เพิ่มเติม เพื่อสนับสนุนโครงการที่เกี่ยวกับนโยบายเร่งด่วนของภาครัฐ
3. ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2555-2559 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ผูกพันงบประมาณไว้ในวงเงิน 10,978 ล้านบาท ได้ดำเนินกิจกรรมที่จะช่วยลดการใช้พลังงานลง 2,942.8 ktoe คิดเป็นมูลค่า 38,256 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 3.53 จากปริมาณความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ณ ปี 2559 (ประมาณ 83,306 ktoe) และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 17.7 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ (2) แผนพลังงานทดแทน ผูกพันงบประมาณไว้ในวงเงิน 10,498 ล้านบาท ได้ดำเนินกิจกรรมที่จะก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 159 ktoe คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 0.2 ของปริมาณความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ณ ปี 2559 คิดเป็นมูลค่า 2,067 ล้านบาท ช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 0.95 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ นอกจากนี้ยังมีงานด้านฝึกอบรมเยาวชน ครู อาสาสมัครพลังงานชุมชน สนับสนุนทุนการศึกษา เพื่อเป็นเครือข่ายและสร้างความรู้ความเชี่ยวชาญด้านพลังงาน และงานด้านประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นและปลูกฝังจิตสำนึกให้ทุกภาคส่วนให้ ความสำคัญในเรื่องพลังงาน (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ ผูกพันงบประมาณไว้ในวงเงิน 629 ล้านบาท เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนฯ เพื่อช่วยขับเคลื่อนแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนให้ เป็นไปด้วยความเรียบร้อย
4. แนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 – 2559 จะสิ้นสุดลงในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ จึงได้จัดทำ “ร่างแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564” เสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ พิจารณาเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2558 และ 8 กุมภาพันธ์ 2559 และเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาเมื่อวันที่ 19 และ 29 กุมภาพันธ์ 2559 และในช่วงเดือนมกราคม 2559 ได้นำร่างแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 ไปรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง และได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะมาปรับปรุงร่างแนวทางการใช้จ่ายเงินกอง ทุนฯ แล้ว
5. เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาเรื่องขอความเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2560-2564 และมีมติให้ทบทวนลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ แล้วให้เวียนขอความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ก่อนเสนอ กพช. พิจารณา ซึ่ง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ ได้ทบทวนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และได้เวียนขอความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ 19 ท่านจาก 20 ท่าน เห็นควรแบ่งสัดส่วนการใช้จ่ายเงินภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และแผนบริหารทางกลยุทธ์ ตามที่ได้มีการทบทวนและจัดทำใหม่ และให้นำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 ที่ปรับปรุงแล้ว เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยมีโครงสร้างและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ดังนี้
6. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เป็นการประมาณการภาพรวมของภาระงานที่จะเกิดขึ้นในอนาคตระยะ 5 ปี มีลักษณะเป็น Rolling Plan ปรับแผนงาน/โครงการและประมาณการรายจ่ายทุกปี เนื่องจากอาจมีการเปลี่ยนแปลงในปัจจัยต่างๆ โดยใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในวงเงิน 12,000 ล้านบาทต่อปี ภายในวงเงินรวม 60,000 ล้านบาท ทั้งนี้ วงเงิน 12,000 ล้านบาทต่อปีนั้น ส่วนที่หนึ่งวงเงิน 7,000 - 9,000 ล้านบาทต่อปี เป็นประมาณการรายจ่ายเพื่อขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงานและแผนพลังงานทาง เลือก และส่วนที่สองวงเงิน 3,000 – 5,000 ล้านบาทต่อปี เป็นประมาณการรายจ่ายเพื่อขับเคลื่อนผลักดันนโยบายสำคัญของรัฐบาลและหรือ โครงการที่ต้องใช้เงินลงทุนสูง และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
7. โครงการที่ขอรับการสนับสนุน ต้องเป็นเรื่องเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานหรือการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่ง แวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งมีลักษณะเป็นการศึกษา วิจัย และพัฒนา การสาธิตหรือริเริ่ม ทุนการศึกษา ทุนฝึกอบรม และการประชุม สัมมนา การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และการประชาสัมพันธ์ และค่าใช้จ่ายในการบริหารงานการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยมีเป้าหมายดังนี้ (1) สนับสนุนการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 โดยคาดว่าจะลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายลง 14,200 ktoe หรือคิดเป็นมูลค่า 184,600 ล้านบาท (2) สนับสนุนการดำเนินการตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 โดยคาดว่าจะมีการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 2,558 ktoe หรือคิดเป็นมูลค่า 33,253 ล้านบาท ทั้งนี้ การดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) จะช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ 99 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของเป้าหมายของประเทศไทยในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่ เกิดจากการผลิตและใช้พลังงาน สอดคล้องตามถ้อยแถลง พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี ในการประชุมระดับสูงของประมุขของรัฐและหัวหน้ารัฐบาลในระหว่างการประชุม COP21 ที่ประเทศไทยแสดงเจตจำนงในการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 ถึง 25 หรือประมาณ 111 - 139 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี ภายในปี พ.ศ. 2573 จากกรณีปกติ
8. ปฏิทินการดำเนินงานในขั้นตอนต่อไปภายหลังจากที่ กพช. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 จะแจ้งให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำคำของบประมาณรายจ่ายประจำปี 2560 ใช้เวลาประมาณ 3 เดือน และเข้าสู่กระบวนการกลั่นกรองงบประมาณ โดยคณะกรรมการกลั่นกรองงบประมาณกองทุนฯ ซึ่งคาดว่าจะใช้เวลาประมาณ 3 เดือน ก่อนนำเสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ และคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณา เพื่ออนุมัติงบประมาณสำหรับเป็นรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2560 ในช่วงประมาณเดือนสิงหาคม 2559
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอมา
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 ในวงเงินปีละ 12,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 60,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ได้มีคำสั่งที่ 4/2559 ลงวันที่ 20 มกราคม 2559 เรื่อง การยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมสำหรับการประกอบ กิจการบางประเภท โดยให้ยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมตามกฎหมายว่าด้วย การผังเมืองที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่มีคำสั่งนี้ หรือที่จะมีผลใช้บังคับภายในหนึ่งปีนับแต่วันที่มีคำสั่งนี้ สำหรับการประกอบกิจการ ดังนี้ (1) การประกอบกิจการคลังน้ำมันตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและการ ประกอบกิจการโรงงานลำดับที่ 88 ตามกฎกระทรวง (พ.ศ. 2535) ออกตามความในพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 ตามที่กำหนดไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 ที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิต ขนส่งและระบบจำหน่ายพลังงานตามแผนดังกล่าว ทั้งนี้ ให้รวมถึงกรณีที่มีการแก้ไขเพิ่มเติมหรือปรับปรุงแผนซึ่งได้รับความเห็นชอบ จากคณะรัฐมนตรีในภายหลังด้วย โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่อยู่ในแผนซึ่งคณะ รัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแล้ว ที่จะได้รับการยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม (2) การประกอบกิจการโรงงานลำดับที่ 89 โรงงานลำดับที่ 101 โรงงานลำดับที่ 105 และโรงงานลำดับที่ 106 ตามกฎกระทรวง (พ.ศ. 2535) ออกตามความในพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 และกิจการอื่นที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการกำจัดมูลฝอย
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งภาครัฐและเอกชน เข้าร่วมประชุมหารือ จำนวน 5 ครั้ง เพื่อร่วมกันกำหนดหลักเกณฑ์ฯ เสนอ กพช. นอกจากนี้ สนพ. และ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้หารือเกี่ยวกับการตีความในคำสั่งที่ 4/2559 ไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และได้รับหนังสือตอบข้อหารือ ดังนี้ (1) กรณีการตีความหมายของคำว่า “กิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิต ขนส่ง และระบบจำหน่ายพลังงานตามแผนดังกล่าว” สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตอบข้อหารือว่ากิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการ ผลิต ขนส่ง และระบบจำหน่ายพลังงานที่ได้รับยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผัง เมืองรวม มีความหมายครอบคลุมถึงกิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิต ขนส่ง และระบบจำหน่ายพลังงานทั้งหมดที่อยู่ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 และ กพช. ควรการกำหนดหลักเกณฑ์ฯ เพียงเท่าที่จำเป็นต่อการแก้ไขปัญหาข้อขัดข้องและอุปสรรคที่เกิดขึ้นเพื่อ เสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานโดยคำนึงถึงผลกระทบที่จะเกิดต่อประชาชน ชุมชน และสิ่งแวดล้อมจากการที่ยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมือง รวมด้วย (2) สำนักงาน กกพ. หารือเกี่ยวกับระยะเวลาการบังคับใช้ของคำสั่ง ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตอบข้อหารือว่า คำสั่งฯ มิได้มีข้อกำหนดเกี่ยวกับระยะเวลาการยกเว้นหรือระยะเวลาสิ้นผลของคำสั่ง โดยแยกเป็นสองกรณี ได้แก่ กรณีแรก ต้องเป็นกฎกระทรวงฯ ที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่มีคำสั่งนี้ ซึ่งหมายถึงกฎกระทรวงฯ ที่มีผลใช้บังคับอยู่แล้วในวันที่ 20 มกราคม 2559 และกรณีที่สอง เป็นกฎกระทรวงฯ ที่จะมีผลใช้บังคับในภายหลัง โดยต้องมีผลใช้บังคับในช่วงระยะเวลาหนึ่งปีนับแต่วันที่มีคำสั่งนี้ ซึ่งหมายถึงกฎกระทรวงฯ ที่จะมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 20 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 19 มกราคม 2560 ดังนั้น หากตราบใดที่กฎกระทรวงฯ ข้างต้นยังคงมีผลใช้บังคับอยู่ การยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงฯ โดยผลของคำสั่งนี้ก็ยังคงมีผลอยู่ต่อไปจนกว่าจะมีการแก้ไขคำสั่งฯ หรือ กฎกระทรวงฯ เป็นอย่างอื่น และกรณีการหารือเกี่ยวกับการขอประกอบกิจการโรงงานลำดับที่ 88 ภายหลังวันที่ 19 มกราคม 2560 เห็นว่า การขอประกอบกิจการดังกล่าวยังคงได้รับการยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้ บังคับผังเมืองรวมต่อไป นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2559 สำนักงานรองนายกรัฐมนตรี (นายวิษณุ เครืองาม) ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุมเพื่อพิจารณาหารือทำความเข้าใจ ร่วมกันเกี่ยวกับคำสั่งดังกล่าวด้วย
3. ร่างหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่ได้รับการยกเว้นการใช้ บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สรุปได้ดังนี้ (1) โครงการภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ประกอบด้วยโครงการตามแผน PDP 2015 ในส่วนของโครงการโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 22 โครงการ (ไม่รวมโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมทั้งสิ้น 20,149 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมทั้งสิ้น 6,470 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าขนาดเล็กและขนาดเล็กมากของ กฟผ. และเอกชน กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมทั้งสิ้น 4,159.2 เมกะวัตต์ และคลังน้ำมันที่เก็บน้ำมันเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง หรือเชื้อเพลิงสำรองสำหรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 โดยโครงการโรงไฟฟ้า IPP โรงไฟฟ้าขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก รวมทั้งคลังน้ำมันฯ ต้องได้รับการรับรองจาก สนพ. ว่าเป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP 2015 (2) โครงการภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ประกอบด้วย โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ที่ดำเนินการตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จำนวน 5 โครงการ ซึ่งจะต้องเป็นโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าแล้ว หรือ เป็นโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าแล้วและสัญญายังมีผล อยู่ หรือ เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการอุทธรณ์เกี่ยวกับผังเมือง หรือ เป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วแต่กรณี โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพื่อใช้เองหรือจำหน่ายให้กับลูกค้าตรง โครงการผลิตเชื้อเพลิงชีวมวล และโครงการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ ตลอดจนระบบคลังที่เกี่ยวข้องกับการผลิต การส่ง และการจำหน่าย ได้แก่ เอทานอล ไบโอดีเซล น้ำมันไพโรไลซิส ก๊าซไบโอมีเทนอัด และเชื้อเพลิงทางเลือกอื่น ทั้งนี้ โครงการทุกโครงการยกเว้นโครงการตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าของ กกพ. ต้องได้รับการรับรองจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานว่าเป็น โครงการที่อยู่ในแผน AEDP 2015 (3) โครงการภายใต้แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ประกอบด้วย คลังน้ำมันที่ต่อเชื่อมกับระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาค ตะวันออกเฉียงเหนือ รวมถึงระบบท่อน้ำมันเดิมในภาคกลางและภาคตะวันออก และคลังน้ำมันเพื่อการสำรองทางยุทธศาสตร์ โดยต้องได้รับการรับรองจากกรมธุรกิจพลังงาน ว่าเป็นโครงการที่อยู่ในแผน Oil Plan 2015 และ (4) โครงการภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ประกอบด้วย โครงการผลิต เก็บรักษา และแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ (LNG Station and Receiving Terminal) รวมส่วนควบต่างๆ เช่น ท่าเรือ และกระบวนการผลิตและสนับสนุนการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ โดยต้องได้รับการรับรองจากกรมเชื้อเพลิงธรรรมชาติ ว่าเป็นโครงการที่อยู่ในแผน Gas Plan 2015
4. เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปอย่างเป็นระบบและไม่ก่อให้เกิดปัญหาต่อชุมชนและ สิ่งแวดล้อม ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอหลักเกณฑ์ปฏิบัติของโครงการข้างต้น ดังนี้ (1) ต้องไม่ตั้งอยู่บนพื้นที่เสี่ยงภัย พื้นที่สงวนไว้เพื่อระบายน้ำ เขตพระราชฐาน และพื้นที่เขตอนุรักษ์น้ำดิบเพื่อการประปา (2) ต้องมีมาตรการที่รัดกุมในการรักษาสิ่งแวดล้อมและคุณภาพชีวิตของชุมชน และ (3) ต้องดำเนินการตามข้อบังคับ กฎระเบียบของกฎหมายที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด อาทิเช่น กฎหมายว่าด้วยโรงงาน กฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร กฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม กฎหมายว่าด้วยโบราณสถาน โบราณวัตถุ ศิลปวัตถุ และพิพิธภัณฑ์สถานแห่งชาติ เป็นต้น
5. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประสานขอเพิ่มเติมหลักเกณฑ์สำหรับโครงการ/กิจการที่ได้รับการยกเว้นการ ใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม ในส่วนของแผน AEDP 2015 ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ที่ดำเนินการตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าของ กกพ. จำนวน 5 โครงการ ซึ่งจะต้องเป็นโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าแล้ว หรือ เป็นโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าแล้วและสัญญายังมีผล อยู่ หรือ เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการอุทธรณ์เกี่ยวกับผังเมือง หรือ เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการพิจารณาคัดเลือก หรือ เป็นโครงการที่จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า หรือ เป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วแต่กรณี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่ได้รับการยกเว้นการใช้บังคับ กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สำหรับการประกอบกิจการบางประเภท ตามคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 4/2559 ลงวันที่ 20 มกราคม พ.ศ. 2559 โดยให้ปรับปรุงร่างประกาศฯ ให้เหมาะสมตามความเห็นที่ประชุมก่อนนำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติลงนามต่อไป โดยให้
1. เพิ่มเติมหลักเกณฑ์สำหรับโครงการหรือกิจการที่ได้รับการยกเว้นการใช้บังคับ กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สำหรับโครงการภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 ตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. ตัดโครงการภายใต้แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 ออกทั้งหมด
3. เพิ่มเติมหลักเกณฑ์ตามความเห็นของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ให้จำกัดโครงการภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ให้เป็นเฉพาะในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการผลิตไฟฟ้า
4. ควรระบุโครงการเพื่อให้เกิดความชัดเจนตามความเหมาะสมและเท่าที่จำเป็น
เรื่องที่ 8 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงถูกจัดตั้งตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อใช้เป็นเครื่องมือในการป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมัน เชื้อเพลิงและใช้รักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศจากความ ผันผวนของราคาเชื้อเพลิงในตลาดโลกเพื่อลดผลกระทบต่อเศรษฐกิจและชีวิตความ เป็นอยู่ของประชาชนที่เกิดจากความผันผวนดังกล่าวให้น้อยที่สุด อย่างไรก็ตาม ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผ่านมาได้มีประเด็นคำถามเกี่ยว กับบทบาทหน้าที่และการใช้ประโยชน์ของเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เช่น ประธานผู้ตรวจการแผ่นดินมีความเห็นว่าการจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอาจ ไม่ชอบด้วยกฎหมาย มีการนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้รักษาระดับราคาน้ำมันจนทำให้เกิดการ บิดเบือนราคาไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง สร้างความไม่เป็นธรรมจากการชดเชยราคาข้ามกลุ่มประเภทผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ขาดความยืดหยุ่นในวิธีการแก้ไขและป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในรูป แบบอื่น ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนในบทบาทหน้าที่และการใช้ประโยชน์ของเงินกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ จึงต้องมีการดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงขึ้นใหม่
2. เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2558 ประธานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ลงนามแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อศึกษาแนวทางในการปฏิรูปบทบาท หน้าที่ และการใช้ประโยชน์ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และการยกร่างกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมเพื่อพิจารณายกร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... เมื่อวันที่ 11 และ 18 พฤศจิกายน 2558 วันที่ 3 ธันวาคม 2558 วันที่ 18 และ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยให้นำข้อสังเกตของ กบง. ปรับปรุงให้เรียบร้อยก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ พิจารณาต่อไป
3. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด และบทเฉพาะกาล จำนวนทั้งหมด 43 มาตรา สรุปได้ ดังนี้ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน เป็นการกำหนดวัตถุประสงค์ เงิน ทรัพย์สินและการใช้จ่ายเงินของกองทุน หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน เป็นการกำหนดองค์ประกอบ คุณสมบัติ และอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการกำหนดฐานะ อำนาจหน้าที่ของสำนักงานและผู้อำนวยการ หมวด 4 การดำเนินการของกองทุน เป็นการกำหนดหลักเกณฑ์การดำเนินการต่างๆ ของกองทุน หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ กำหนดอำนาจหน้าที่ของพนักงานเจ้าหน้าที่/ผู้ปฏิบัติงาน หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบ และการประเมินผล หมวด 7 บทกำหนดโทษ เป็นการกำหนดบทลงโทษไว้สำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ และบทเฉพาะกาล
4. สรุปสาระสำคัญ ร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ประเด็นหลักๆ คือ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน มีวัตถุประสงค์ ดังนี้ (1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม เพื่อเป็นประโยชน์ต่อการดำรงชีพของประชาชน ในกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน และเศรษฐกิจ (2) สนับสนุนให้เชื้อเพลิงชีวภาพมีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อ เพลิงได้ (3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้ น้อยและผู้ด้อยโอกาส (4) สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ สำหรับสนับสนุนการป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อนำมาใช้ในกรณีวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน (5) สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของรัฐ สำหรับความมั่นคงทางด้านพลังงาน (6) ดำเนินการอื่นใดเกี่ยวกับการบริหารกองทุนเพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ตามพระ ราชบัญญัตินี้ หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน โดยโอนอำนาจหน้าที่ของ กบง. และของคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมารวมกันโดยตั้งเป็นคณะ กรรมการใหม่ เรียกว่า “คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” โดยมีคณะกรรมการ ประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นรองประธานกรรมการ ส่วนราชการที่เกี่ยวข้องจำนวน 12 คน และผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 4 คน เป็นกรรมการ โดยผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งคณะกรรมการมีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) เสนอแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน แผนการรองรับกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งกำหนดนโยบายและกำกับดูแลกองทุนให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ (2) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย กำหนดชนิดหรือประเภทของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนหรือไม่ ได้รับเงินชดเชย (3) อนุมัติการจ่ายเงิน แผนงาน โครงการ งบประมาณ รวมทั้งบริหารทรัพย์สิน หนี้สิน ของกองทุน และ (4) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ ออกกฎระเบียบ ข้อบังคับ ข้อกำหนด หรือประกาศต่างๆ หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการ หรือรัฐวิสาหกิจ โดยมีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) จัดทำแผนยุทธศาสตร์ แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน แผนการรองรับวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง การกู้ยืมเงิน รวมทั้งเสนอมาตรการแก้ไขปัญหา รายงานผลประเมินการปฏิบัติงาน และเป็นธุรการของคณะกรรมการ (2) ผู้อำนวยการมีอำนาจหน้าที่ บริหารกิจการของสำนักงานให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ และลงนามในประกาศคณะกรรมการ หมวด 4 การดำเนินการของกองทุน โดยให้กองทุนมีฐานะเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพสูง สุด ในกรณีวิกฤติน้ำมันให้คณะกรรมการประกาศและดำเนินการตามแผนรองรับกรณีวิกฤต น้ำมันเชื้อเพลิง ในกรณีการลงทุนตามวัตถุประสงค์ในมาตรา 5 (4) (5) ให้ใช้ได้เมื่อกองทุนมีสภาพคล่องและได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ และให้เป็นไปตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง และการส่งเงิน การยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุน การขอรับเงินชดเชย การขอรับเงินคืนจากกองทุน ตลอดจนการรับเงิน การจ่ายเงิน การเก็บรักษาและการบริหารจัดการเงินกองทุนให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาล หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ ซึ่งปฏิบัติตามพระราชบัญญัตินี้เป็นพนักงานเจ้าหน้าที่ตามประมวลกฎหมายอาญา หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบ และการประเมินผล ของกองทุนตามพระราชบัญญัตินี้ให้นำกฎหมายการบริหารทุนหมุนเวียนมาใช้บังคับ หมวด 7 บทกำหนดโทษ เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยกำหนดบทลงโทษไว้สำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ และบทเฉพาะกาล เพื่อให้ การบังคับใช้พระราชบัญญัตินี้เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่เกิดความเสียหายต่อ กองทุน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่อง และการประชุมคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 ต่อไป
เรื่องที่ 9 ขอความเห็นชอบการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้านาบง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการน้ำงึม 2 เป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำใน สปป. ลาว ซึ่งมีการซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ภายใต้กรอบบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เรื่องความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 2 (Nam Ngum 2 Power Company Limited : NN2) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับ กฟผ. เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2549 และเริ่มจำหน่ายไฟฟ้าจำนวน 596.6 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 2,310 ล้านหน่วย ตั้งแต่วันที่ 26 มีนาคม 2554 เป็นต้นมา โดยส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่ง 230 เควี จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้านาบง (สฟ. นาบง) และส่งผ่านสายส่ง 500 เควี จาก สฟ.นาบง ซึ่งเชื่อมโยงกับสายส่ง 500 เควี ของ กฟผ. จาก สฟ. อุดรธานี 3 ทั้งนี้ สฟ. นาบง เป็นสถานีไฟฟ้าบริเวณชายแดน สปป. ลาว ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนของ สปป. ลาว ภายใต้กรอบ MOU หลายโครงการจะใช้งานร่วมกัน โดย NN2 เป็นโครงการแรกที่เข้าใช้งาน จึงเป็นผู้ก่อสร้างและเป็นเจ้าของ สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี ฝั่งลาวตามเงื่อนไขของสัญญาสัมปทาน (Concession Agreement : CA) ที่ NN2 ได้ลงนามกับรัฐบาล สปป. ลาว แต่อย่างไรก็ตาม เงื่อนไข PPA กำหนดให้ NN2 ได้รับการยกเว้นชั่วคราว (Temporary Waiver) ให้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ กฟผ. ด้วยแรงดัน 230 เควี จนกว่าจะมีโครงการใหม่เข้ามาร่วมใช้งานจึงค่อยเปลี่ยนมาส่งด้วยแรงดัน 500 เควี ต่อมา เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2556 กฟผ. ได้ลงนาม PPA กับผู้พัฒนาโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (Nam Ngiep 1 Power Company Limited : NNP1) จึงได้มีหนังสือแจ้ง NN2 ให้ปรับปรุง สฟ. นาบง เป็นสถานีไฟฟ้า 500 เควี และยินยอมให้ NNP1 เข้าร่วมใช้งานสายส่ง 500 เควี
2. เนื่องจาก NN2 เป็นเจ้าของ สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี รัฐบาล สปป. ลาว จึงทำข้อตกลงให้ NN2 ดำเนินการปรับปรุง สฟ. นาบง และติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมเพื่อรองรับการเข้าใช้งานของโครงการอื่นที่จะส่ง ไฟฟ้ามาจำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. ผ่าน สฟ. นาบง ซึ่งเมื่อ NN2 ดำเนินการแล้วเสร็จ รัฐบาล สปป. ลาว จะเช่า สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี จาก NN2 เพื่อให้โครงการอื่นสามารถเข้าใช้งานได้ด้วย โดยจะให้ผลตอบแทน NN2 เป็นค่าเช่าและผลประโยชน์อื่นๆ และจะเรียกเก็บค่า Wheeling Charges จากทุกโครงการที่เข้ามาใช้งาน สฟ. นาบง
3. เนื่องจาก NN2 ต้องจัดหาเงินกู้เพิ่มเพื่อใช้ปรับปรุง สฟ. นาบง แต่เจ้าหนี้ (Lenders) รายเดิมไม่ยินยอมให้กู้ จึงขอกู้เงินจากเจ้าหนี้รายใหม่เพื่อชำระหนี้ให้แก่เจ้าหนี้รายเดิม (Refinance) และขอกู้เพิ่มสำหรับการปรับปรุง สฟ. นาบง (Additional Debt) ซึ่งหนี้ที่เกิดจากการ Refinance และ Additional Debt ที่เกินกว่ายอดหนี้ที่ยังไม่ได้ชำระ (outstanding debt) ไม่ถือว่าเป็นหนี้ตามเงื่อนไข PPA ดังนั้น NN2 จึงขอให้ กฟผ. ให้ความเห็นชอบในการแก้ไข PPA เพื่อให้ครอบคลุมหนี้ทั้งสองส่วนนี้ มิฉะนั้น เจ้าหนี้รายใหม่จะไม่ยอมให้เงินกู้ ทั้งนี้ ข้อเสนอขอแก้ไข PPA ของ NN2 ได้รับการสนับสนุนจากรัฐบาล สปป. ลาว ซึ่งได้ส่งคณะผู้แทน นำโดยรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ (ท่านวิระพน วิระวง) มาหารือกับปลัดกระทรวงพลังงานและประธานคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (ดร.คุรุจิต นาครทรรพ ในขณะนั้น) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2558 โดยได้มีการตกลงให้ผู้แทนของรัฐบาล สปป. ลาว กฟผ. NN2 และ Lenders รายใหม่ร่วมหารือเรื่องข้อเสนอขอแก้ไขสัญญาฯ ของโครงการน้ำงึม 2 และ กฟผ. ได้นำเรื่องความก้าวหน้าของการหารือเกี่ยวกับข้อเสนอขอแก้ไข PPA เพื่อการปรับปรุง สฟ. นาบง เสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2558 และประธานฯ ได้มอบหมายให้ สนพ. กฟผ. และ สำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) หารือในรายละเอียดร่วมกัน ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาเรื่องการแก้ไขสัญญาฯ กับ รัฐบาล สปป. ลาว NN2 และ Lenders รายใหม่จนได้ข้อสรุปและนำเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2559 และที่ประชุมมีมติเห็นชอบการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ให้นำร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 ให้ อส. ตรวจพิจารณา
4. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โครงการน้ำงึม 2 ดังนี้ (1) สัญญาแก้ไขฯ จะมีผลบังคับใช้ (Effective) เมื่อ NN2 นำส่งเอกสารให้ กฟผ. ได้แก่ หนังสือให้คำมั่นของรัฐบาล สปป.ลาว (Addendum to GOL Undertaking No. 2) ว่าหากมีการบอกเลิกสัญญา (Termination) ในขณะที่ NN2 ยังใช้หนี้เงินกู้ใหม่ไม่หมด รัฐบาล สปป. ลาว จะชดเชยค่า Termination Payment ที่ กฟผ. ต้องจ่ายเพิ่มขึ้น (กรณี กฟผ. เข้าซื้อโครงการฯ) หรือได้รับน้อยลง (กรณี กฟผ. ไม่ซื้อโครงการฯ) เมื่อเปรียบเทียบกับไม่มีการแก้ไขสัญญาฯ และความเห็นทางกฎหมายของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงยุติธรรมของ สปป. ลาว เพื่อรับรองอำนาจของผู้ลงนามและหน้าที่ของรัฐบาล สปป. ลาว ใน Addendum to GOL Undertaking No. 2 มีผลผูกพันและบังคับใช้ (2) NN2 มีหน้าที่จัดหาเงินกู้จากเจ้าหนี้รายใหม่ในจำนวนไม่เกิน 2,618 ล้านบาท ให้แล้วเสร็จภายใน 270 วัน นับจากวันลงนามสัญญาแก้ไขฯ หากไม่สามารถดำเนินการได้หรือ กฟผ. ไม่ยินยอมให้ขยายเวลา กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาแก้ไขฯ ทั้งนี้ เงินกู้ใหม่นี้จะไม่รวมค่าปรับปรุง สฟ. นาบง ในส่วนของ NN2 (3) หน้าที่เกี่ยวกับ สฟ. นาบง ได้แก่ NN2 จะต้องก่อสร้างและติดตั้งอุปกรณ์ที่จำเป็นสำหรับการปรับปรุง สฟ. นาบง (Nabong Upgrade) ให้แล้วเสร็จ และส่งไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 500 เควี ไม่ช้ากว่า 3 เดือนก่อนกำหนดวันที่โครงการน้ำเงี้ยบ 1 มีหน้าที่เชื่อมต่อกับระบบ กฟผ. โดยกำหนดให้อุปกรณ์ เครื่องมือ และสิ่งปลูกสร้างต่างๆ ที่เกิดจากการปรับปรุง สฟ.นาบง ในครั้งนี้เป็นทรัพย์สินของ Nabong Facilities ซึ่งหาก กฟผ. เข้าซื้อโครงการน้ำงึม 2 จะได้รับการโอนสิทธิ์ กรรมสิทธิ์ ผลประโยชน์จาก Nabong Facilities ของ NN2 ทั้งหมด รวมทั้ง NN2 จะต้องอนุญาตให้โครงการอื่นๆ ตามที่ กฟผ. จะแจ้งให้ทราบ สามารถส่งไฟฟ้ามาเข้าระบบ กฟผ. ผ่าน Nabong Facilities และ NN2 จะต้องแจ้งข้อมูลที่อาจส่งผลกระทบต่อผลประโยชน์และค่าใช้จ่ายของ กฟผ. ในการคำนวณ Termination Payment เมื่อมีการบอกเลิกสัญญาก่อน NN2 ใช้หนี้หมด และหาก NN2 ไม่สามารถปฏิบัติตามหน้าที่ที่กำหนดได้ ให้ถือว่าเป็น Material Adverse Effect (4) หากเกิด Outage ขึ้นที่ สฟ. นาบง และ/หรือ สายส่ง 500 เควี โดยไม่ได้มีสาเหตุจาก NN2 ในขณะที่ กฟผ. เป็นผู้รับจ้างงาน operation & maintenance NN2 จะได้รับการยกเว้นค่าปรับ (Liquidated Damages : LD) (5) การซ่อมแซม สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี เพิ่มเงื่อนไขว่า ในกรณีที่ความเสียหายเกิดจากโครงการอื่นๆ ที่ร่วมใช้ สฟ.นาบง (other Nabong-related Developers : NBRD) กฟผ. และ NN2 ไม่ต้องรับผิดชอบการซ่อมและค่าซ่อม ในกรณีที่ความเสียหายเกิดจากบุคคลที่สามซึ่งทำหน้าที่แทน NN2 และ NBRD NN2 และ NBRD จะรับผิดชอบการซ่อมและค่าซ่อม ในกรณีที่ไม่สามารถหาผู้ที่ทำให้เกิดความเสียหายได้ กฟผ. NN2 และ NBRD รายอื่นจะรับผิดชอบการซ่อมและค่าซ่อมในจำนวนที่เท่ากัน และหาก NBRD รายอื่นได้ทำหน้าที่ตามสัญญาฯ แทน NN2 แล้ว ก็ไม่ทำให้ NN2 พ้นจากความรับผิดชอบต่อหน้าที่นั้น (6) หาก NN2 หยุดเดินเครื่องผลิตไฟฟ้า แต่ยังเชื่อมต่อกับ สฟ. นาบง แล้วมีไฟฟ้าจากโครงการอื่นที่ส่งให้ กฟผ. ไหลเข้าระบบของ NN2 จะถือว่าโครงการอื่นนั้นได้ส่งไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. แล้ว และ กฟผ. ได้ขาย Imported Energy ให้แก่ NN2 ทั้งนี้ เนื้อหาและรายละเอียดในสัญญาได้มีการแก้ไข/ปรับปรุง อาทิ (1) คำนิยาม (Definitions) ของ “หนี้ (Debt)” ให้รวมถึง หนี้ที่เกิดจากกู้เงินมาชำระคืนเจ้าหนี้รายเดิม (Refinance) และการกู้เงินเพิ่ม (Additional Debt) รวมทั้งคำนิยามอื่นๆ ที่เกี่ยวกับการกู้เงินครั้งใหม่เพื่อให้สอดคล้องกัน (2) เพิ่มวงเงินและระยะเวลาวางหลักประกันจากเดิม “22.5 ล้านเหรียญสหรัฐ จนสิ้นสุดปีที่ 13 ของสัญญาฯ” เป็น “25 ล้านเหรียญสหรัฐ จนสิ้นสุดการชำระหนี้ให้ Lenders รายใหม่” (3) เพิ่มวงเงินจดจำนองทรัพย์สิน (Additional Security) จากเดิม 4,500 ล้านบาท เป็น 6,000 ล้านบาท
5. ประโยชน์ที่ได้รับจากการแก้ไขสัญญาฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) การกู้เงินจาก Lenders รายใหม่มาใช้ปรับปรุง สฟ. นาบง สำหรับ NNP1 และโครงการอื่นๆ ในอนาคตสำเร็จ และโครงการดังกล่าวจะสามารถเข้าร่วมใช้งาน สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี เพื่อส่งไฟฟ้ามาจำหน่ายให้ กฟผ. ตามที่สัญญาแก้ไขฯ กำหนดไว้ (2) NNP1 สามารถพัฒนาโครงการต่อไปได้ตามเป้าหมาย เนื่องจากปัญหาการขอเข้าใช้งาน สฟ. นาบง จาก NN2 ได้รับการแก้ไขโดยข้อตกลงระหว่างรัฐบาล สปป. ลาว กฟผ. และ NN2 ในครั้งนี้ (3) เมื่อการปรับปรุง สฟ. นาบง แล้วเสร็จ จะทำให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากหลายโครงการในอนาคตของ สปป. ลาว ที่มีราคาไม่สูงเมื่อเทียบกับทางเลือกโครงการโรงไฟฟ้าอื่นๆ อีกทั้งราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำใน สปป. ลาว มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาฯ ทำให้ลดความผันผวนค่าไฟฟ้าของประเทศ และเป็นการใช้งานสายส่งของ กฟผ. เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด (4) การแก้ไขสัญญาฯ ในครั้งนี้ เป็นความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศไทยและ สปป. ลาว ภายใต้กรอบ MOU ที่รัฐบาลทั้งสองฝ่ายได้ลงนามร่วมกัน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือ เงื่อนไขสำคัญ ก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไข โดยไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2540 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แหล่งเยตากุน สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 ปตท. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน กับกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ มีสาระสำคัญของสัญญาประกอบด้วย (1) ปริมาณส่งมอบก๊าซฯ รายวันตามสัญญา (Daily Contract Quantity, DCQ) 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) (2) ปริมาณส่งมอบก๊าซฯ รายวันสูงสุดตามสัญญา (Contractual Deliver Capacity, CDC) 460 MMscfd (115% DCQ) (3) อายุสัญญา 30 ปี หรือ เมื่อไม่มีปริมาณสำรองก๊าซฯ เหลือ แล้วแต่ว่าเหตุการณ์ใดเกิดขึ้นก่อน (4) ช่วงเวลารับประกันปริมาณ DCQ (Plateau Period) 10 ปี หรือ จนกว่าจะมีการผลิตเกินกว่า 62.5% ของปริมาณสำรองก๊าซฯ โดยผู้ขายก๊าซฯ มีสิทธิ์ปรับลด DCQ เมื่อพ้นช่วงรับประกันปริมาณ DCQ (Post Plateau Period) โดยแจ้งล่วงหน้า 12 เดือน
2. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2557 ผู้ขายก๊าซฯ แจ้งว่าพบปัญหาน้ำเข้าหลุมผลิตก๊าซฯ ทำให้ไม่สามารถส่งก๊าซฯ ได้ที่ระดับ CDC 460 MMscfd อย่างต่อเนื่อง และเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2557 ผู้ขายก๊าซฯ ได้แจ้งผลการประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ ใหม่อยู่ที่ 2.06 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (Tcf) ซึ่งลดลงจากที่ประเมินไว้เดิมในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ที่ 2.92 Tcf พร้อมทั้งแจ้งประมาณการปริมาณ DCQ ที่คาดว่าจะส่งได้ในช่วงปี 2558 - 2562 ให้ ปตท. และเมื่อวันที่ 14 ตุลาคม 2557 ผู้ขายก๊าซฯ ได้อ้างสิทธิ์ช่วง Post Plateau Period ในการแจ้งปรับลด DCQ เหลือ 175 MMscfd (Post Plateau DCQ) ตั้งแต่ไตรมาส 4 ของปี 2558 ตามประมาณการที่เคยแจ้ง ปตท. ไว้
3. ปตท. ตรวจสอบปริมาณการรับก๊าซฯ และพบว่าตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2558 แหล่งเยตากุน มีปริมาณการผลิตก๊าซฯ สะสมมากกว่า 62.5% ของปริมาณสำรองก๊าซฯ ตามสัญญา ซึ่งถือว่าแหล่งเยตากุนเข้าสู่ช่วง Post Plateau Period แล้ว และผู้ขายก๊าซฯ มีสิทธิ์ที่จะขอลด DCQ ได้ อย่างไรก็ตาม ปตท. พิจารณาตัวเลขปริมาณสำรองก๊าซฯ และ DCQ ใหม่ที่ผู้ขายก๊าซฯ เสนอ แล้วเห็นว่าข้อมูลที่ผู้ขายก๊าซฯ ส่งให้ไม่เพียงพอสำหรับใช้ประกอบการประเมินตัวเลขดังกล่าว จึงสงวนสิทธิ์ที่จะไม่ยอมรับตัวเลขที่ผู้ขายก๊าซฯ แจ้งมา จนกว่าจะได้รับข้อมูลเพียงพอ และ ปตท. ได้จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษากฎหมายและบริษัทที่ปรึกษาด้านเทคนิค ทำการประเมินข้อมูลปริมาณสำรองก๊าซฯ เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการเจรจา ซึ่งบริษัทที่ปรึกษาฯ มีความเห็นว่า ปริมาณสำรองก๊าซฯ แหล่งเยตากุนลดลงจริง อย่างไรก็ตาม คาดว่าปริมาณสำรองก๊าซฯ ใหม่ จะสูงกว่าตัวเลขที่ผู้ขายก๊าซฯ แจ้ง ปตท.
4. เนื่องจาก ปตท. รับก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมา 3 แหล่ง ได้แก่ แหล่งยาดานา แหล่งเยตากุน และแหล่งซอติกา ซึ่งแต่ละแหล่งมีค่าความร้อนที่แตกต่างกัน ประมาณ 720 950 และ 910 บีทียู/ลูกบาศก์ฟุต ตามลำดับ การบริหารการรับก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมาจึงเป็นการผสมก๊าซฯ ทั้งสามแหล่งในสัดส่วนที่เหมาะสม เพื่อให้มีค่าความร้อนตามข้อกำหนดที่ ปตท. มีกับผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก (ค่าความร้อนก๊าซผสมจะอยู่ที่ประมาณ 803 - 858 บีทียู/ลูกบาศก์ฟุต) ดังนั้น การลดลงของปริมาณก๊าซฯ แหล่งเยตากุนที่มีค่าความร้อนสูง ทำให้ ปตท. ต้องลดการรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาที่มีค่าความร้อนต่ำตามสัดส่วน เพื่อรักษาค่าความร้อนของก๊าซฯ ผสมให้เป็นไปตามข้อกำหนด ส่งผลให้ปริมาณก๊าซฯ ที่ส่งให้ผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกลดลงและเกิดภาระ Take or Pay ของแหล่งยาดานา ตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป
5. ตามเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน หากเกิดข้อโต้แย้งเรื่องปริมาณสำรองก๊าซฯ และไม่สามารถหาข้อยุติได้ ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งมีสิทธิ์ที่จะขอเข้าสู่กระบวนการ Expert เพื่อตัดสินข้อโต้แย้ง ผู้ขายก๊าซฯจึงแจ้งความประสงค์ที่จะเข้าสู่กระบวนการ Expert โดย ปตท. และผู้ขายก๊าซฯ ตกลงเลือกบริษัท Sproule International Limited ทำหน้าที่เป็น Expert อย่างไรก็ตาม ปตท. เห็นว่าการยุติข้อโต้แย้งด้วยกระบวนการ Expert ไม่สามารถป้องกันปัญหาการขาดแคลนก๊าซฯ ที่อาจเกิดขึ้นในอนาคตได้ เนื่องจากแหล่งเยตากุนอยู่ในช่วง Post Plateau Period ซึ่งผู้ขายก๊าซฯ ยังคงมีสิทธิ์ในการแจ้งปรับลด DCQ ตามเงื่อนไขดังกล่าว ส่งผลให้เป็นการยากที่ ปตท. จะวางแผนในการบริหารจัดการก๊าซฯ ได้อย่างมีประสิทธิภาพและยังคงมีความเสี่ยงที่จะเกิด Take or Pay ของแหล่งยาดานา ดังนั้น เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซฯ และลดความเสี่ยงการเกิด Take or Pay ปตท. จึงเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ เพื่อกำหนด DCQ ในช่วงปี 2558 - 2563 จนสามารถบรรลุข้อตกลงร่วมกัน โดยทั้งสองฝ่ายได้ร่วมกันจัดทำ Side Letter Agreement แล้วเสร็จ อย่างไรก็ตามผู้ขายก๊าซฯ ยืนยันที่จะเข้าสู่กระบวนการ Expert จนสิ้นสุด เนื่องจากเห็นว่ากระบวนการอนุมัติลงนาม Side Letter Agreement ของ ปตท. จำเป็นต้องให้อัยการสูงสุดพิจารณาร่าง รวมทั้งต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ซึ่งไม่สามารถกำหนดกรอบเวลาการดำเนินการได้
6. สาระสำคัญของ Side Letter Agreement สรุปได้ดังนี้ (1) คู่สัญญา ประกอบด้วย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน), PC Myanmar (Hong Kong) Limited, The Myanma Oil and Gas Enterprise, PETRONAS Carigali Myanmar Inc., Nippon Oil Exploration (Myanmar) Limited และ PTTEP International Limited (2) Settlement Period วันที่ 24 เมษายน 2558 - 31 ธันวาคม 2563 (3) ปริมาณ DCQ และ CDC ในช่วง Settlement Period วันที่ 24 เมษายน – 31 สิงหาคม 2558 DCQ 278 MMscfd และ CDC 320 MMscfd วันที่ 1 กันยายน 2558 – 31 ธันวาคม 2560 DCQ 220 MMscfd และ CDC 253 MMscfd ปี 2561 DCQ 170 MMscfd และ CDC 196 MMscfd ปี 2562 DCQ 130 MMscfd และ CDC 150 MMscfd ปี 2563 DCQ 60 MMscfd และ CDC 70 MMscfd (4) ผู้ขายก๊าซฯ ไม่มีสิทธิ์ปรับลด DCQ ภายในช่วง Settlement Period (5) การเพิ่ม DCQ หลังการขุดเจาะเพิ่มเติม (Infill drilling campaign) ผู้ขายก๊าซฯ ต้องดำเนินการขุดเจาะเพิ่มเติมให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 และแจ้งผลให้ ปตท. ทราบภายในวันที่ 18 มกราคม 2560 เมื่อได้ผลการขุดเจาะเพิ่มเติมแล้ว ผู้ขายก๊าซฯ และปตท. จะหารือความเป็นไปได้ในการเพิ่ม DCQ ในปี 2561 และ 2562 จนถึงระดับ 220 MMscfd หลังจากนั้น ทั้งสองฝ่ายจะหารือความเป็นไปได้ในการเพิ่ม DCQ ในปีอื่นๆ ในช่วง Settlement Period และ DCQ ที่เพิ่มขึ้นจะมีผลบังคับใช้ 9 เดือนหลังจากตกลงกันได้ (หรือช่วงเวลาอื่นที่ทั้งสองฝ่ายตกลงกัน) (6) การคืนส่วนลด Shortfall ให้กับผู้ขายก๊าซฯ ค่าก๊าซฯ ในช่วง Settlement Period จะถูกคำนวณภายใต้ DCQ ใหม่ ปตท. จะคืนเงิน Shortfall ที่หักไว้เกิน ให้กับผู้ขายก๊าซฯ ภายใน 30 วัน หลังวันลงนาม Side Letter Agreement ซึ่งหาก ปตท. ชำระเงินล่าช้ากว่ากำหนดจะมีดอกเบี้ยในอัตรา LIBOR+1% (7) การกำหนด DCQ สำหรับปี 2564 เป็นต้นไป ผู้ขายก๊าซฯ จะประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ และแจ้งผลให้ ปตท. ทราบ ภายในปี 2561 และเมื่อได้ผลการประเมิน ปตท. และผู้ขายก๊าซฯ จะเจรจาเพื่อหารือความเป็นไปได้ในการเพิ่ม DCQ ในปี 2563 และกำหนด DCQ สำหรับวันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 3 ของปี 2562 (หรือช่วงเวลาอื่นที่ทั้งสองฝ่ายตกลงกัน) หากไม่สามารถตกลง DCQ สำหรับวันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไปได้ภายในเวลาที่กำหนด ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งสามารถขอให้ Expert เป็นผู้ตัดสิน ตามกระบวนการที่ระบุในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กรณีที่ ณ วันที่ 1 มกราคม 2564 ทั้งสองฝ่ายยังไม่สามารถตกลงปริมาณ DCQ กันได้ ให้ DCQ ที่ 60 MMscfd (หรือปริมาณที่ปรับขึ้น จากการตกลงกันข้างต้น) จนกว่าจะสามารถหาข้อสรุปกันได้ (8) ผลการประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ ของ Expert จะไม่นำมาใช้ตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ (9) กฎหมาย/การยุติข้อโต้แย้ง ใช้กฎหมายอังกฤษ/กระบวนการอนุญาโตตุลาการ ตามที่ระบุในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ
7. จากการประชุมหารือระหว่างสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ ปตท. เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2559 ที่ประชุมมีความเห็นว่าการจัดทำ Side Letter Agreement (Amendment to Gas Sales Agreement Yetagun) ถือเป็นการแก้ไขเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซฯ เยตากุน ที่เคยได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ดังนั้นการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขอันเป็นสาระสำคัญของสัญญา จำเป็นต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีก่อน โดยร่าง Side Letter Agreement ต้องผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดก่อน และในเรื่องเงินค่าปรับจากกรณีผู้ขายจัดส่งก๊าซฯ ในปริมาณที่ต่ำกว่าที่ระบุไว้ในสัญญา (Shortfall) ที่ ปตท. ได้รับจากกรณีผู้ขายมีปัญหาน้ำเข้าหลุมผลิต ตั้งแต่ต้นปี 2557 จนถึงวันที่ 23 เมษายน 2558 (วันก่อนที่ Side letter มีผลบังคับใช้) ที่ประชุมเห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ ปตท. พิจารณาหาแนวทางที่เหมาะสมในการบริหารจัดการเงินค่าปรับเพื่อบรรเทาผลกระทบ ต่อผู้ใช้ก๊าซฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามใน Side Letter Agreement กับผู้ขายก๊าซธรรมชาติแหล่งเยตากุน หลังจากร่าง Side Letter Agreement ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความใน Side Letter Agreement เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. สำหรับการกำหนด Daily Contract Quantity (DCQ) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป เห็นชอบให้ ปตท. สามารถตกลงแก้ไขปริมาณ DCQ ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ได้ หากพบว่าการประเมินปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในอนาคต มีการเปลี่ยนแปลง ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการแก้ไขปริมาณ DCQ และไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
3. เห็นชอบให้นำเงินค่าปรับที่ได้จากกรณี Shortfall ไปบริหารจัดการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงานและ ปตท. ไปพิจารณาหาแนวทางและบริหารจัดการเงินดังกล่าว และเมื่อได้ข้อยุติให้นำเสนอผลการพิจารณาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 11 แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ดำเนินการ ดังนี้ (1) ประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ (2) โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจเข้าร่วมโครงการในรูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการ เป็น 3 กลุ่ม โดย กลุ่มแรกโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป กลุ่มสองโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ จะต้องยังไม่เคยต่ออายุโครงการหรือไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิง พาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับ สำนักงาน กกพ. ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม กลุ่มสามโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องกับ สำนักงาน กกพ. ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT พ.ศ. 2558 (ประกาศ กกพ.) และประกาศ กกพ. (เพิ่มเติม) เพื่อดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว
2. สมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวลและเครือข่าย (สมาคมฯ) ได้ร้องเรียนต่อประธาน กพช. ถึงความไม่เป็นธรรมจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่ให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder เป็นรูปแบบ FiT ส่งผลกระทบต่อผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวลขนาดเล็กมาก (VSPP) กลุ่มที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ในรูปแบบ Adder เนื่องจากกลุ่มดังกล่าวไม่สามารถเปลี่ยนเป็น FiT ได้ โดยสมาคมฯ มีข้อเสนอให้พิจารณาแก้ไขปัญหาของผู้ประกอบการ โดยให้ VSPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลทุกรายที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบ Adder มีสิทธิเปลี่ยนเป็นแบบ FiT และได้รับอัตรา FiT (FiT+FiT Premium)
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับข้อเสนอของสมาคมฯ ไปศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนและข้อเสนอของสมาคมฯ ให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 กบง. ได้เห็นชอบการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อหาแนวทางการแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของสมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวล และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาข้อสรุปผลการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล ที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ และได้เพิ่มเติมการพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาเป็น 3 แนวทาง ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาผลการวิเคราะห์ผลกระทบทางเลือก 3 แนวทาง และได้มีมติให้นำเสนอแนวทางต่อ กพช. เพื่อพิจารณาเห็นชอบต่อไป
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาจัดทำข้อสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล โดยยึดหลักในการดำเนินงาน 3 ประการ ได้แก่ (1) ประชาชนต้องไม่เดือดร้อนหรือเดือดร้อนน้อยที่สุดจากผลกระทบค่าไฟฟ้า (Ft) (2) ผู้ประกอบการยังคงสามารถดำเนินโครงการต่อไปได้ และ (3) กระทรวงพลังงาน (พน.) ต้องไม่เสียภาพลักษณ์ และได้พิจารณาข้อเท็จจริงตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้โครงการที่ได้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder ซึ่งได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป เนื่องจากโครงการในกลุ่มดังกล่าวได้ดำเนินการประเมินต้นทุนค่าลงทุน/การจัด หาเชื้อเพลิง เพื่อยื่นเสนอในการจัดหาเงินทุนโครงการกับผู้ประกอบการและสถาบันการเงินที่ เป็นเจ้าหนี้แล้ว และได้ดำเนินการการตรวจสอบความเสี่ยงในการลงทุนอย่างละเอียดแล้ว ดังนั้น มติ กพช. ดังกล่าวจึงมีความเหมาะสมและเป็นธรรมแก่ผู้ประกอบการดังกล่าวที่จะอยู่ใน ระบบ Adder ตามเดิม ตามหลักปฏิบัติตามสัญญา
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบปัญหาในการดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชีวมวลว่าผู้ผลิต ไฟฟ้าบางส่วนต้องรับภาระจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการและค่าเชื้อเพ ลิงชีวมวลอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่ราคารับซื้อไฟฟ้าในระบบ Adder ซึ่งอ้างอิงราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยที่มีฐานการคิดมาจากต้นทุนของโรงไฟฟ้าที่ ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักนั้นมีราคาลดลงอย่างมากตามภาวะราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลต่อรายได้และความสามารถในการจัดซื้อเชื้อเพลิงชีวมวล ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าหากไม่ดำเนินการแก้ไขปัญหาของโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าว อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าชีวมวลหลายแห่งต้องหยุดดำเนินการ และส่งผลกระทบต่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของภาครัฐโดย รวม ดังนั้น จึงได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาในหลายกรณี และเห็นว่าหลักการที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหา คือการให้ VSPP สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT โดยใช้หลักการปริมาณเงิน (NPV) ของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT ต้องเท่ากับ NPV ที่พึงจะได้รับในรูปแบบ Adder ตลอดอายุโครงการ 20 ปี โดยจะต้องลดจำนวนปีของอายุโครงการในรูปแบบ FiT ลง 3 ปี เท่ากันทุกโครงการเพื่อให้สะดวกต่อการดำเนินการของผู้ปฏิบัติ และใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยการลดจำนวนปีของกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบแล้ว และหากได้เริ่มดำเนินการแล้ว โครงการจะต้องทำการปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าลงตามที่กำหนด โดยพิจาณาจากระยะเวลาที่ดำเนินการไปแล้ว/อายุโครงการคงเหลือ
6. คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาและมีข้อสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาสำหรับ VSPP จากชีวมวล ที่อยู่ในรูปแบบ Adder เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ แนวทางที่ 2 ให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT (FiT+FiT Premium) ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 (2) มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้วและปรับลดระยะ เวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก 3 ปี และ (3) มีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตรา FiT Premium เท่ากับ 8 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว ทั้งนี้ ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีก 3 ปี ตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องคำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 ได้พิจารณาข้อสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาฯ ของคณะอนุกรรมการฯ และได้เพิ่มเติมแนวทางการแก้ไขปัญหา รวมเป็น 3 แนวทาง พร้อมทั้งมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำผลกระทบของทั้ง 3 แนวทาง
7. เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล 3 แนวทาง ประกอบด้วย แนวทางที่ 1 ให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเปลี่ยนเป็น FiT แนวทางที่ 2 ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่ให้สิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT เฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล และให้เปลี่ยนสัญญากลับมาเป็นระบบ Adder ตามที่เคยยื่นข้อเสนอไว้เดิม โดยเป็นทางเลือกที่ทำให้เกิดความเป็นธรรมทั้งระบบ และแนวทางที่ 3 ให้รอผลคำตัดสินของศาล และดำเนินการแก้ไขปัญหาตามแนวทางคำตัดสินของศาล รวมทั้งได้พิจารณาผลกระทบทั้งเชิงบวกและเชิงลบของทั้ง 3 แนวทาง อย่างละเอียดรอบคอบแล้ว และได้มีมติควรนำเสนอ กพช. พิจารณาเลือกแนวทางที่ 1 ให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ โดยให้ลดจำนวนปีของสัญญาในรูปแบบ FiT แตกต่างกันตามจำนวนปีที่ดำเนินการในระบบ Adder ไปแล้ว แทนการใช้จำนวนปีที่ลดลง 3 ปี ทุกโครงการ ทั้งนี้เพื่อให้สะท้อนการดำเนินงานของแต่ละโครงการอย่างแท้จริง โดยเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นควรให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้ (1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ (2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT (FiT+FiT Premium) ได้ โดยมีเงื่อนไขให้ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งมีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตรา FiT Premium เท่ากับ 8 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และ ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์ สาธารณะเป็นสำคัญ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้
1. สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ ตามเงื่อนไขเดิม หรือ
2. สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้
2.1 ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 25572.2 มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก ดังนี้
2.3 มีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตรา FiT Premium เท่ากับ 8 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว2.4 ทั้งนี้ ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์ สาธารณะเป็นสำคัญ
ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติ โดยให้ ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลในรูปแบบ Adder หากเลือกสิทธิที่จะคงอยู่ในรูปแบบ Adder หรือปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
เรื่องที่ 12 แนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในกำหนดเวลา
ผู้แทนจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางปัจฉิมา ธนสันติ – กรรมการกำกับกิจการพลังงาน) ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2556 คณะรัฐมนตรี มีมติรับทราบมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 ที่ได้เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ ติดตั้งบนหลังคา (Rooftop PV System) โดยมีปริมาณกำลังการผลิตติดตั้งของแผงโฟโตโวลเทอิก (Photovoltaic Panel) รวม 200 MWp จำแนกเป็น 100 MWp สำหรับอาคารประเภทบ้านอยู่อาศัย และอีก 100 MWp สำหรับอาคารประเภทธุรกิจและโรงงาน โดยให้เริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เข้าสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าภายในปี 2556 ด้วยอัตราการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff 6.96 บาทต่อหน่วย สำหรับอาคารประเภทบ้านอยู่อาศัย 6.55 บาทต่อหน่วย สำหรับอาคารประเภทธุรกิจขนาดเล็ก และ 6.16 บาทต่อหน่วย สำหรับอาคารประเภทธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ระยะเวลาการสนับสนุน 25 ปี โดยมีผู้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 MWp
2. กพช. ได้มีมติขยายกำหนดเวลา COD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาซึ่งกำหนด COD เดิมภายในปี 2556 ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 มีมติขยายเวลา COD ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2557 (2) เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 มีมติขยายเวลา COD ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 นอกจากนี้ เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัย เต็มตามเป้าหมาย 100 MWp เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจาก Solar PV Rooftop ในรูปแบบ Feed-in Tariff 6.85 บาทต่อหน่วย สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีขนาดกําลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp สำหรับส่วนที่เหลืออีก 69.36 เมกะวัตต์ โดยให้ COD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558
3. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติให้กําหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสําหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่ม ราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม เพื่อให้ครบตามเป้าหมายในการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน ทั้งนี้ ให้ COD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ด้วยอัตรา Feed-in Tariff ไม่เกิน 5.66 บาทต่อหน่วย
4. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติด ตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร โดย (1) ให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง ในพื้นที่ชุมชน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 (2) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ระเบียบการคัดเลือกโครงการและพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดย คำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับ ของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมาย ให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
5. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (1) [การรับซื้อปี 2556] มีผู้ยื่นคำขอรับใบอนุญาตดัดแปลงอาคาร (อ.1) หรือแบบแจ้งการประกอบกิจการที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (แจ้งยกเว้นฯ) จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ทั้งสิ้น 1,797 ราย ในจำนวนนี้ได้รับหนังสือรับแจ้งยกเว้นฯ ไปแล้ว 1,494 ราย (88.653 MWp) คงเหลือที่ยังไม่ได้รับแจ้ง 303 ราย โดยมีกลุ่มที่มีสัญญาแล้วแต่ไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ 891 ราย (2) [การรับซื้อปี 2558] มีผู้ยื่นแบบแจ้งยกเว้นฯ จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ทั้งสิ้น 5,114 ราย จากผู้ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าทั้งหมด 7,429 ราย (58.188 MWp) ในจำนวนนี้ได้รับหนังสือรับแจ้งยกเว้นฯ ไปแล้ว 3,767 ราย (29.851 MWp) คงเหลือที่ยังไม่ได้รับแจ้ง 1,347 ราย โดยมีกลุ่มที่มีสัญญาแล้วแต่ไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ 2,315 ราย โดยปัญหาและอุปสรรคเกิดจาก (1) ข้อจำกัดตามกฎหมายว่าด้วยการผังเมืองทำให้ไม่สามารถตั้งโรงงานได้ในหลาย พื้นที่ แต่เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2557 ได้มีการออกกฎกระทรวงอุตสาหกรรม ยกเว้นให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา ดาดฟ้า หรือส่วนหนึ่งส่วนใดบนอาคารซึ่งบุคคลอาจเข้าอยู่หรือใช้สอยได้ ที่มีขนาดกำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 1,000 kWp ไม่เข้าข่ายเป็นโรงงาน (2) กระบวนการขอใบอนุญาต อ.1 ใช้เวลานาน แต่ปัจจุบันมีกฎกระทรวงมหาดไทยฉบับที่ 65 ออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 ยกเว้นให้การติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคาอาคารอยู่อาศัย ที่มีขนาดพื้นที่ติดตั้งไม่เกิน 160 ตารางเมตร และมีน้ำหนักรวมไม่เกิน 20 กิโลกรัมต่อตารางเมตร ไม่เข้าข่ายเป็นการดัดแปลงอาคารซึ่งต้องขอรับใบอนุญาต อ.1 แต่ต้องมีผลการตรวจสอบความมั่นคงแข็งแรงและแจ้งให้เจ้าพนักงานท้องถิ่นทราบ ก่อนดำเนินการ แต่ยังมีราชการส่วนท้องถิ่นหลายพื้นที่ยังไม่ทราบหรือเข้าใจในขั้นตอนการ ปฏิบัติตามกฎกระทรวงดังกล่าว (3) ผู้ขออนุญาตขาดความรู้ความเข้าใจในขั้นตอนการขออนุญาต และ (4) ข้อจำกัดในการจัดหามิเตอร์และความพร้อมของระบบจำหน่าย
6. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2558 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามความเห็นชอบของคณะ กรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวม 171 โครงการ 983.68 เมกะวัตต์ โดยมีผู้ได้รับใบอนุญาตครบและพร้อม COD ตามกำหนด รวม 75 โครงการ 460.80 เมกะวัตต์ โครงการที่ยังก่อสร้าง/ติดตั้งเครื่องจักรอุปกรณ์ ไม่แล้วเสร็จ 35 โครงการ 192.15 เมกะวัตต์ และโครงการที่ที่ตั้งขัดผังเมือง/ที่ตั้งไม่ตรงตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 61 โครงการ 330.73 เมกะวัตต์ โดย กกพ. ได้แจ้งให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ยกเลิกสัญญากับคู่สัญญาที่ ไม่สามารถ COD ได้ทันตามที่ระบุในสัญญาซื้อขาย รวมทั้งสิ้น 96 โครงการ 522.88 เมกะวัตต์ และได้แจ้งสิทธิการอุทธรณ์ตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม ปัญหาและอุปสรรคของโครงการฯ เกิดจาก (1) พื้นที่ตั้งของสถานประกอบกิจการขัดกับกฎหมายว่าด้วยการผังเมืองและกฎหมายว่า ด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ทำให้หน่วยงานอนุญาตยังคงไม่สามารถให้อนุญาตได้ จำเป็นต้องมีการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง หรือยินยอมให้มีการย้ายที่ตั้งโรงไฟฟ้าและเปลี่ยนแปลงจุดรับซื้อไฟฟ้าได้ แต่ปัจจุบันมีคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ฉบับที่ 4/2559 ให้ยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สำหรับการประกอบกิจการโรงงานผลิตไฟฟ้า (ลำดับที่ 88) โดยให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด (2) หน่วยงานรัฐไม่สามารถพิจารณาอนุญาตได้ทันเนื่องจากมีโครงการเสนอเป็นจำนวน มาก (3) ข้อจำกัดในการจัดหามิเตอร์และความพร้อมของระบบจำหน่าย
7. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้เปิดรับคำขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 1 - 10 พฤศจิกายน 2558 และปิดรับเอกสารประกอบแบบคำขอขายไฟฟ้า (ยื่นเพิ่มเติม) วันที่ 20 พฤศจิกายน 2558 ซึ่งมีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าทั้งหมด 604 ราย แบ่งเป็นส่วนราชการ 370 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 234 ราย และเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2558 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อโครงการฯ ที่ผ่านการตรวจสอบคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ จำนวน 219 ราย รวม 1,208.67 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นหน่วยงานราชการ 121 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 98 ราย โดยมีกำหนดจับสลากในวันที่ 15 ธันวาคม 2558 ซึ่งต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 และ 17 ธันวาคม 2558 ได้มีมติให้เลื่อนการจับสลากออกไป เพื่อให้สามารถตรวจสอบสถานะคำขอขายไฟฟ้า จนถึงวันที่ 25 ธันวาคม 2558 โดยจะแจ้งกำหนดการดำเนินงานตามขั้นตอนของโครงการภายในเดือนมกราคม 2559 และเพื่อให้การพิจารณาคุณสมบัติของผู้เข้าร่วมโครงการฯ เป็นไปตามคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 4/2559 ดังนั้น เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2559 สำนักงาน กกพ. จึงได้ประกาศเลื่อนกำหนดการเกี่ยวกับขั้นตอนการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่าน การพิจารณาคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ การคัดเลือกโดยวิธีการจับสลาก การแสดงผลการคัดเลือก และการประกาศรายชื่อเจ้าของโครงการที่ผ่านการพิจารณาอย่างเป็นทางการ จนกว่า กพช. จะกำหนดหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการตามคำสั่ง ที่ 4/2559 โดยจะประกาศแจ้งให้ทราบในโอกาสต่อไป
8. กกพ. ได้เสนอ กพช. พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา (Rooftop PV System) ดังนี้ กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2556 (1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ที่ได้ยื่นคำขอรับใบอนุญาตดัดแปลง (อ.1) หรือแบบแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (แจ้งยกเว้นฯ) กับสำนักงาน กกพ. ไว้แล้วก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2558 สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.96 6.55 หรือ 6.16 บาทต่อหน่วย สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 โดยให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 6.96 บาทต่อหน่วย เป็น 6.85 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อปี 2558 สำหรับบ้านอยู่อาศัย) ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง และ (3) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2558 (1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัย และได้ยื่นแบบแจ้งยกเว้นฯ กับสำนักงาน กกพ. ไว้แล้วก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2558 รวมทั้งที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีก โดยมี SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เช่นกัน และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.85 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง และ (2) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
9. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่งไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 เนื่องจากติดปัญหาผังเมือง โครงการเหล่านี้ได้มีการก่อสร้างและอยู่ระหว่างการร้องเรียน/อุทธรณ์ ต่อ กกพ. ซึ่งจะต้องมีการพิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายและข้อเท็จจริงเป็นรายๆ ไป กกพ. ได้เสนอแนวทางให้ กพช. พิจารณา ดังนี้ (1) ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายในวันที่ 30 เมษายน 2559 ให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายหลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 5.66 บาทต่อหน่วย เป็น 5.377 บาทต่อหน่วย (ลดลงร้อยละ 5) โดยให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (3) ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
10. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร กกพ. เสนอให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เนื่องจากภายหลังที่ สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศลงวันที่ 11 ธันวาคม 2558 และได้กำหนดวันจับสลากและประกาศรายชื่อเจ้าของโครงการที่ผ่าน การพิจารณาอย่างเป็นทางการ ในเดือนธันวาคม 2558 มีปัญหาข้อร้องเรียนเกิดขึ้น จึงได้เลื่อนเวลาประกาศรายชื่อเป็นวันที่ 25 ธันวาคม 2558 และภายในเดือนมกราคม 2559 ตามลำดับ ประกอบกับได้มีการประกาศหยุดรอมติของ กพช. เรื่อง กำหนดหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่เข้าข่ายยกเว้นการ บังคับใช้ผังเมือง เป็นเวลา 3 เดือน และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ต้องใช้เวลาประมาณ 9 เดือน จึงเสนอขอเลื่อนวัน SCOD ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือนจากวันกำหนดเดิม
มติของที่ประชุม
1. โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Rooftop PV System) เห็นชอบแนวทาง ดังนี้
1.1 กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2556(1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ที่ได้ยื่นคำขอรับใบอนุญาตดัดแปลง (อ.1) หรือแบบแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (แจ้งยกเว้นฯ) กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ไว้แล้วก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2558 สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.96 6.55 หรือ 6.16 บาทต่อหน่วย สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(2) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 โดยให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 6.96 บาทต่อหน่วย เป็น 6.85 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อปี 2558 สำหรับบ้านอยู่อาศัย) ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง(3) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
1.2 กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2558(1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัย และได้ยื่นแบบแจ้งยกเว้นฯ กับสำนักงาน กกพ. ไว้แล้วก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2558 รวมทั้งที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีก โดยมี SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เช่นกัน และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.85 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง (2) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่งไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 เนื่องจากติดปัญหาผังเมือง โครงการเหล่านี้ได้มีการก่อสร้างและอยู่ระหว่างการร้องเรียน/อุทธรณ์ ต่อ กกพ. ซึ่งจะต้องมีการพิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายและข้อเท็จจริงเป็นรายๆ ไป จึงเห็นชอบแนวทางสำหรับผู้ที่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ ดังนี้
2.1 ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายในวันที่ 30 เมษายน 2559 ให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า2.2 ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายหลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 5.66 บาทต่อหน่วย เป็น 5.377 บาทต่อหน่วย (ลดลงร้อยละ 5) ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า2.3 ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
เรื่องที่ 13 ปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกันมากขึ้น อยู่ในช่วงประมาณ 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนการปล่อยมลภาวะและการบำรุงรักษาถนนชำรุด เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกอยู่ในระดับต่ำส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊ส โซฮอล 95 อยู่ที่ 23.20 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 21.69 บาทต่อลิตร โดยที่ภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันกลุ่มเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล ทั้งกลุ่มเฉลี่ยอยู่ที่ 4.84 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 4.95 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้รัฐมีรายได้จากภาษีสรรพสามิต 13,740 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 6 มีนาคม 2559 มีทรัพย์สินรวม 50,329 ล้านบาท หนี้สินรวม 6,385 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 43,944 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 36,770 ล้านบาท และก๊าซ LPG 7,174 ล้านบาท
2. จากราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่อยู่ในระดับต่ำและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิงที่เพียงพอในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและส่งเสริมพลังงาน ทดแทน หากราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวลดลง ซึ่งจะเป็นโอกาสในการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐในรูปแบบของเงินงบประมาณแผ่นดิน จึงเห็นควรปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล จากระหว่างช่วงประมาณ 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร ให้เป็นไปตามกรอบของกระทรวงการคลัง (เพดานอัตราไม่เกิน 10 บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เป็นไปตามกรอบของกระทรวงการคลัง
- กพช.ครั้งที่ 6 วันพุธที่ 11 มีนาคม 2559 (109 Downloads)