มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2560 (ครั้งที่ 41)
เมื่อวันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
5. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงสัปดาห์สุกท้ายของเดือนกรกฎาคม 2560 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งนับว่าสูงสุดในรอบ 2 เดือน เนื่องจากเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2560 กลุ่มโอเปคมีการประชุมหารือเกี่ยวกับการกำหนดโควต้าการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในการประชุมยังหาข้อตกลงที่แน่ชัดไม่ได้ จึงจะมีการประชุมเรื่องดังกล่าวอีกครั้งในวันที่ 7 – 8 สิงหาคม 2560 นอกจากนี้ปริมาณน้ำมันดิบสำรองของประเทศสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน 4 สัปดาห์ที่ผ่านมา รวมเป็นปริมาณที่ลดลงจำนวน 24 ล้านบาร์เรล และเหตุความไม่สงบในประเทศสมาชิกของกลุ่มโอเปค ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2560 จำนวน 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศสหรัฐฯ และในช่วงไตรมาสที่ 3 และ 4 ยังเป็นช่วงฤดูกาลท่องเที่ยวและอุณหภูมิเริ่มต่ำลงทำให้ความต้องการของประเทศสหรัฐฯ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งประเทศซาอุดิอาระเบียลดปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ลง แต่ทั้งนี้หากพิจารณาจากอดีตที่ผ่านมาจะเห็นว่าช่วงเดือนสิงหาคมราคาก๊าซ LPG จะปรับตัวลดลง แต่เนื่องจากหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวจึงคาดว่าราคาก๊าซ LPG จะยังมีความผันผวน (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียประสบปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหิน ประเทศจีนมีการนำเข้าเพิ่มขึ้นจากสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้น ประกอบกับเป็นช่วงมรสุมของทวีปยุโรปและแอฟริกาทำให้กระทบต่อตลาดถ่านหิน และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 5.4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศญี่ปุ่น เกาหลี และจีน ประสบกับสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น รวมทั้งท่อส่งก๊าซ LNG ของประเทศจีนเกิดระเบิด ทั้งนี้คาดการณ์ว่าก๊าซ LNG ยังมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มขึ้นอีก เนื่องจากภาครัฐของประเทศจีนมีนโยบายให้ใช้ก๊าซ LNG ผลิตไฟฟ้าแทนถ่านหิน ทำให้จีนนำเข้าก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 41 จากปีที่ 2559 แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคา LNG ปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ และปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจากข้อมูลจริงในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2560 พบว่า สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 61 ขณะที่ในแผน PDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 60 ทั้งนี้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 10 (ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่ำกว่าแผน 2,050 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นร้อยละ 24.5) ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินนำเข้า และลิกไนต์ในประเทศ มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP 2015 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2560 ตาม PDP2015 จะมีปริมาณ 2,512 เมกะวัตต์ ซึ่ง ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบแล้วประมาณ 604 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) ตามแผน PDP 2015 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมเท่ากับ 4,360 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้แล้วประมาณ 3,659 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังผลิตไฟฟ้าของพลังงานทดแทนสะสม ณ เดือนมิถุนายน 2560 กำหนดตามแผนเท่ากับ 10,648 เมกะวัตต์ แต่สามารถผลิตได้จริงเท่ากับ 8,336 เมกะวัตต์ ซึ่งพลังงานลมและแสงอาทิตย์จะมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามแผนค่อนข้างสูง นอกจากนี้ การดำเนินงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้งของภาครัฐ (โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) และเอกชน ส่วนใหญ่โครงการดำเนินการเป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน เนื่องจากต้องเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) เพราะต้องเลื่อนให้สอดคล้องกับความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะมารองรับ (2) การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้ามาโดยลำดับ ทั้งนี้ โครงการเกาะกง (กัมพูชา) ซึ่งมีบริษัทที่ได้รับสิทธิ์ในการพัฒนาโครงการจากรัฐบาลกัมพูชาจำนวน 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น (Samart Corporation) จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ (Koh Kong Utilities) จำกัด โดยเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เห็นชอบแนวทางทางการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) รวมทั้งมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป และเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยได้แต่งตั้งคณะทำงานคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) โดยในขั้นตอนต่อไปการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะเชิญผู้พัฒนาโครงการมารับฟังการชี้แจงรายละเอียดในการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้า และให้ผู้พัฒนายื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า โดยการดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงานซึ่งการก่อสร้างมีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ แต่ทั้งนี้ มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนงานเนื่องจากสาเหตุหลายประการ ได้แก่ การคัดค้านของชุมชนในพื้นที่ที่ระบบส่งไฟฟ้าพาดผ่าน การขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต้องใช้ระยะเวลาการอนุญาตจากหน่วยงานอนุญาตเป็นระยะเวลานาน เช่น แนวสาย 230 kV คลองแงะ – สตูล มีกลุ่มประชาคมรักษ์ป่าต้นน้ำผาดำ อำเภอคลองหอยโข่ง จังหวัดสงขลา คัดค้านโครงการก่อสร้างฯ ส่วนที่พาดผ่านพื้นที่ป่าอนุรักษ์ (เพิ่มเติม) ระยะทางประมาณ 7.8 กิโลเมตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและ เท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาต ต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือ ก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) (2) ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ บริษัท ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ถึงเดือน มกราคม 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 467,636 – 521,987 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 515,466 – 543,302 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 13,643 – 47,830 ตัน ซึ่งชดเชยด้วยการนำเข้าโดยมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 44,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 25,500 ตัน และเป็นการผลิตภายในประเทศเพื่อการส่งประมาณเดือนละ 7,900- 21,400 ตัน สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือน ก่อนหน้า 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 39.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ อยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 33.9146 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.2509 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคา ณ โรงกลั่น (อ้างอิงราคานำเข้า) อยู่ที่ 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (Export Surcharge) ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน สำหรับก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก แต่เนื่องจากตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 จะเปิดเสรีก๊าซ LPG เต็มรูปแบบโดยปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพ จึงไม่มีความจำเป็นต้องประชุม กบง. เพื่อเปลี่ยนแปลงอัตราการส่งเงินหรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ทุกๆ เดือน ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนมีการเปลี่ยนแปลงทุกวัน ดังนั้นเห็นควรกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกจาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม
4. จากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) เป็น 16.2581 บาท ต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ตรึงราคาขายปลีกที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม) เพื่อให้ช่วงเปลี่ยนผ่านการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบสามารถดำเนินการด้วยความราบรื่น อีกทั้งกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 6,367 ล้านบาท เห็นสมควรให้ปรับเพิ่มการชดเชยเพื่อส่งสัญญานให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยเสนอให้ปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ประกอบกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบให้ สนพ. มีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งพบว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาอยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (ลดลง 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ซึ่งต่ำกว่าราคานำเข้า (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากร ในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุน 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่อาจสามารถทำการตลาดได้โดยขายในราคานำเข้าที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีกำไรจากส่วนต่างราคาที่ 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือเทียบเท่าประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เฉพาะในส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในประเทศเท่านั้น จากอัตราดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายรับจากส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับประมาณ 426 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#2 จะมีภาระชดเชย 937 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ สุทธิ เป็น มีรายจ่าย 511 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 คงอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เนื่องจากราคา CP เดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนมากโดยปรับตัวเพิ่มขึ้น 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม อย่างไรก็ตามจากข้อมูลเบื้องต้น พบว่า ปัจจุบันผู้นำเข้าได้นำเข้าก๊าซ LPG แล้วบางส่วนและอีกทั้งต้นทุนการผลิตในประเทศจากโรงแยกก๊าซฯ ก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก ดังนั้นในช่วงเวลาเริ่มต้นของการดำเนินการเปิดเสรี เพื่อให้ กบง. มีเวลาพิจารณาการปรับตัวของตลาดก๊าซ LPG ก่อน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงอัตราเงินชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม ไปพลางก่อน แล้วเสนอให้มีการประชุม กบง. อีกครั้งในช่วงกลางเดือนสิงหาคม 2560 ซึ่งจากอัตราดังกล่าวจะส่งผลให้กองทุนน้ำมัน#2 มีภาระชดเชย 41 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ไม่รวมถึงก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และ/หรือ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศตามที่ได้แจ้งขอส่งออกไว้ต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้า ตามแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ
2. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.2832 บาท
(2) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.7559 บาท ไม่รวมถึงก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.3689 บาท
(4) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 2.7559 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.กกพ. และ พพ. ได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยมีหลักเกณฑ์ในการใช้พิจารณา 2 เรื่อง คือ การพิจารณาเรื่องความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน (Supply/Demand) ดังนี้(1) พิจารณาจากศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่ได้รับจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (2) พิจารณาการกระจายให้ทั่วทุกภูมิภาค และ (3) พิจารณาจาก Demand และ Supply ของแต่ละภูมิภาคโดยถ้าปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve) มีค่ามากกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 20 เมกะวัตต์ และถ้าReserve มีค่าน้อยกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณาเบื้องต้นตามหลักเกณฑ์ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน พบว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ สามารถแบ่งตามรายภูมิภาค ได้ 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตก ภูมิภาคละ 20 เมกะวัตต์ รวม 60 เมกะวัตต์ และ (2) กรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภูมิภาคละ 60 เมกะวัตต์ รวม 240 เมกะวัตต์ ส่วนการพิจารณาเรื่องปริมาณโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนในพื้นที่ที่มีอยู่แล้วและศักยภาพของเชื้อเพลิงในพื้นที่ ซึ่งเมื่อพิจารณาจากขข้อเสนอเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ดังกล่าวแล้ว ร่วมกับการพิจารณาข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละภูมิภาค ศักยภาพของเชื้อเพลิงชีวมวล และความเป็นไปได้เชิงพื้นที่ พบว่า ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ยังคงมีเป้าหมายในการรับซื้อไฟฟ้าเท่าเดิมตามที่เสนอในเบื้องต้น ส่วนในกรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ จะมีเป้าหมายเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม โดยปรับลดเป้าหมายพื้นที่กรุงเทพฯ และปริมณฑล จาก 60 เหลือ 15 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีศักยภาพเชื้อเพลิงไม่เพียงพอ และนำปริมาณที่เหลือจากการปรับลดไปเพิ่มให้กับภาคใต้จาก 60 เป็น 100 เมกะวัตต์ และภาคเหนือจาก 60 เป็น 65 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ ตามหลักเกณฑ์ทั้ง 2 เรื่อง สามารถสรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm แบ่งเป็นรายภูมิภาค ได้ดังนี้ ภาคกลาง 20 เมกะวัตต์ กรุงเทพฯ และปริมณฑล 15 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 20 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 20 เมกะวัตต์ ภาคเหนือ 65 เมกะวัตต์ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 60 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยมีเงื่อนไขต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรยกเว้นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า จากการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามศักยภาพในพื้นที่ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ควรมีการกำหนดพื้นที่เป้าหมายเป็นการเฉพาะ เช่น พื้นที่ที่มีความจำเป็นเร่งด่วน พื้นที่ที่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงบริเวณปลายสายส่งไฟฟ้าที่ได้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับบ่อยครั้ง รวมถึงเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต เช่น จังหวัดภูเก็ต (20 เมกะวัตต์) หรือ เกาะสมุย (15 เมกะวัตต์) เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า SPP Hybrid Firm รายภูมิภาค ดังนี้
ทั้งนี้หากจังหวัดภูเก็ต และอำเภอเกาะสมุย ได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปเป็นโควต้าของภาคใต้ก่อน และหากภูมิภาคใดได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปให้ภูมิภาคอื่นได้ โดยให้พิจารณาจากราคารับซื้อไฟฟ้าที่ต่ำสุดเรียงตามลำดับและต้องมีศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่รองรับได้ แต่รวมแล้วต้องไม่เกินจำนวน 300 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบให้ยกเว้นการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้โรงไฟฟ้าชีวมวลที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ได้ทันทีโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม
เรื่องที่ 5 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา นั้น โดยให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการ SPP Hybrid Firm มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2. ความคืบหน้าโครงการ SPP Hybrid Firm มีดังนี้ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้ออกระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2560 (ระเบียบฯ) และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 แล้ว โดย กกพ. จะออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ภายใต้ระเบียบฯ และ (2) ร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้จัดทำร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. .... (ร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ) และได้เปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านเว๊บไชต์ของสำนักงาน กกพ. 2 ครั้งในช่วงเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 ที่ผ่านมา รวมทั้งได้จัดรับฟังความเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) สรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้ 1) แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม มติ กพช. กำหนดหลักการไว้ว่าต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง และต้องมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป สำนักงาน กกพ. จึงได้หารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในการจัดทำร่างประกาศ โดย พพ. ได้ให้ความเห็นว่า ผู้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าจะต้องมีการจัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอสำหรับโรงไฟฟ้า และแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ร่วมด้วย ส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ให้หมายถึง การผลิตเชื้อเพลิงโดยผู้ประกอบการเอง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลต้องมีการปลูกพืชพลังงาน และมีความหมายรวมถึงไม้โตเร็วด้วย และเห็นควรกำหนดสัดส่วนของการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่อยู่ที่ร้อยละ 20 ของปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมดสำหรับโรงไฟฟ้า ส่วนผลที่ได้จากการรับฟังความคิดเห็น อาทิเช่น รูปแบบ แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมมีแนวทางดำเนินการใดได้อีกบ้างนอกเหนือจากการปลูก และกรณีปลูกพืชพลังงานเพื่อเป็นเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม (ร้อยละ 20) จะต้องให้ผู้ประกอบการ SPP เป็นผู้ปลูกเท่านั้น เป็นต้น ส่วนผลการหารือ พพ. เพิ่มเติมภายหลังจากการรับฟังความคิดเห็น พพ. ยืนยันสัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกเอง สามารถให้เกษตรกรปลูกสำหรับโครงการของที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าได้ ส่วนแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ประกอบด้วย จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน และบันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกพืชเอง) สำหรับกรณีที่ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้ารายเล็กปลูกพืชเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืชดังกล่าว ซึ่งในร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ (ข้อ 22 (1)(ค)) กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมตามผลการหารือจาก พพ. และได้กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมไว้ว่า การดำเนินการตามแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมข้างต้น ให้ผ่านการรับรองจาก พพ. และ 2) กรอบระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง มติ กพช. ได้กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการ SPP Hybrid Firm ภายในปี 2563 ส่วนผลการรับฟังความเห็น ได้มีข้อคิดเห็นเกี่ยวกับกำหนดวัน SCOD ที่กำหนดไว้ภายในปี 2563 มีความกระชั้นชิดในการดำเนินโครงการ เนื่องจากโครงการ SPP พลังความร้อนซึ่งมีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ เข้าข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และต้องได้รับอนุมัติรายงาน EIA ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปใช้เวลาดำเนินการรายงาน EIA ประมาณ 1-2 ปี ภายหลังจากได้รับอนุมัติรายงาน EIA จึงสามารถเริ่มก่อสร้างได้ และการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่จะใช้ระยะเวลามากกว่า 2 ปี โดยเริ่มตั้งการดำเนินการด้านที่ดินที่ตั้งโรงไฟฟ้า การขอสินเชื่อจากธนาคารหรือสถาบันทางการเงิน การออกแบบ การก่อสร้าง และการขอใบอนุญาตต่างๆ ต้องใช้เวลามากกว่า 2 ปี จึงอาจไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในปี 2563 กกพ. จึงเสนอให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวัน SCOD โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. กำหนดไว้จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการจัดทำระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm และหลักเกณฑ์การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมสำหรับโครงการ SPP Hybrid Firm ดังนี้
1.1 สัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
1.2 ผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกพืชเชื้อเพลิงเอง สามารถให้เกษตรกร ปลูกพืชเชื้อเพลิงสำหรับโครงการที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้
1.3 การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตรวจสอบหลักฐาน โดยให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ดังนี้
(1) จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่)
(2) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก
(3) ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน
(4) บันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกเอง)
(5) สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการ SPP ปลูกพืชเชื้อเพลิงเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืช
2. เห็นชอบให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560