มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2561 (ครั้งที่ 50)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 เวลา 09.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานที่รอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
4. การดำเนินการตามประกาศคณะกรรมการนโยบายบริหารทุนหมุนเวียน
6. การกำหนดอัตรา FiTV ประจำปี 2561 สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
8. ขอหารือแนวทางการสนับสนุนการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
เจ้าหน้าที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้รายงานภาพรวมเศรษฐกิจโลกว่า International Monetary Fund (IMF) มีการปรับเพิ่มอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจโลกจากร้อยละ 3.7 เป็นร้อยละ 3.9 เนื่องจาก การเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศอินเดีย จีน และกลุ่มประเทศอาเซียน จึงคาดการณ์ได้ว่าจะส่งผลทำให้ความต้องการน้ำมันดิบปรับเพิ่มขึ้นด้วย โดยสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงปลายปี 2017 – ต้นปี 2018 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากสภาวะเศรษฐกิจที่ดีขึ้น รวมไปถึงการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปค เหตุความไม่สงบทางการเมืองของตะวันออกกลาง และสภาพอากาศที่หนาวเย็นของหลายประเทศ โดยคาดการณ์ว่าในปี 2018 ราคาน้ำมันดิบดูไบจะอยู่ที่ 60 – 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวลดลง โดยราคาก๊าซ LPG (ราคา CP (Contract Price)) ในเดือนกุมภาพันธ์ 2018 อยู่ที่ 515 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับลดลง 65 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากหลายประเทศเริ่มหมด ช่วงฤดูหนาว ปริมาณความต้องการของประเทศสหรัฐฯ ลดลง และประเทศเกาหลีใต้เริ่มใช้แนฟทาในภาคปิโตรเคมีแทนการใช้ก๊าซ LPG (3) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนมกราคม 2018 ยังคงทรงตัวอยู่ที่ระดับ 95 – 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาถ่านหินปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น คือ ปริมาณความต้องการของประเทศจีนเพิ่มสูงขึ้น และการปิดซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (4) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนมกราคม 2018 อยู่ที่ 10.032 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับเพิมขึ้น 0.364 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากไม่สามารถขนส่งก๊าซ LNG จากทวีปยุโรปมาทวีปเอเซียได้ ประเทศมาเลเซียและสหรัฐฯ ประสบปัญหาในการผลิต และสภาพภูมิอากาศในหลายประเทศยังหนาวเย็น และ (5) ไฟฟ้า ภาพรวมในปี 2017 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 185,124 ล้านหน่วย ปรับเพิ่มขึ้นจากปีก่อนหน้าร้อยละ 1.2 ซึ่งเป็นการเพิ่มขึ้นจากภาคครัวเรือน ธุรกิจบริการ (โรงแรม และห้างสรรพสินค้า) และอุตสาหกรรม โดยในเดือนมกราคม 2018 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 26,248 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ 1.31 จากปีก่อนหน้า เนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็นต่อเนื่อง ส่วนกำลังการผลิตในช่วงปี 2017 อยู่ที่ 197,812 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 จากปีก่อนหน้า โดยส่วนใหญ่เพิ่มขึ้นจากการผลิตจากพลังงานทดแทน นำเข้า และน้ำ แต่ในส่วนของการใช้เชื้อเพลิง Fossil ลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานที่รอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่ต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาจำนวน 2 เรื่อง ดังนี้(1) การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยเห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ 1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป และโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm อยู่ จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ 2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm 3) ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม 4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ 5) การเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT สำหรับโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้ว ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm ซึ่งต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายกระแสไฟฟ้าแบบ Firm โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และ 6) ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง และ (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานหารือกับกระทรวงพาณิชย์เพื่อทบทวนแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และนำเสนอ กบง. ก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มีมติที่ต้องนำเสนอ กพช. พิจารณาจำนวน 3 เรื่อง ดังนี้ (1) แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560 ได้เห็นชอบให้มีโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560 โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) รูปแบบการส่งเสริมเป็นแบบ Net Billing 2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ปริมาณรวม 305.63 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 180 ราย ปริมาณรวม 5.63 เมกะวัตต์ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จะได้รับสิทธิ์เข้าร่วมโครงการโดยให้มีผลตั้งแต่มีการแก้ไขสัญญาแบบมีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินแล้วเสร็จ และผู้เข้าร่วมสมัครใหม่ ปริมาณรวม 300 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ หากปริมาณเป้าหมายการส่งเสริมสำหรับบ้านอยู่อาศัย หรืออาคาร/โรงงาน เหลือให้อีกกลุ่มสามารถใช้สิทธิ์ปริมาณที่เหลือได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนั้นๆ 3) ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ให้ใช้ตามข้อกำหนดและตามระเบียบเรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยมอบให้ กกพ. จัดทำหลักเกณฑ์ต่อไป 4) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน กำหนดอัตรารับซื้อส่วนเกิน 3 อัตรา เป็นอัตราคงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี (บ้านอยู่อาศัย 2.00 บาทต่อหน่วย อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้งน้อยกว่า 1 เมกะวัตต์ 1.00 บาทต่อหน่วย และอาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้งมากกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาทต่อหน่วย) 5) การเข้าร่วมโครงการ เห็นควรมอบ กกพ. จัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ โดยคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (First Come First Serve) อย่างเป็นธรรมและโปร่งใส 6) บ้านอยู่อาศัย อาคาร/โรงงาน ที่ขนานเครื่องแล้ว (เชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว) ให้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการได้ แต่ต้องยื่นสมัครและปฏิบัติตามประกาศการเข้าร่วมโครงการฯ ของ กกพ. และ 7) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบให้ผู้ผ่านการคัดเลือกเข้าร่วมโครงการดำเนินการเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2562 ทั้งนี้ เห็นชอบให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ได้เห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้ 1) ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 2) ราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้ 2.1) กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) ราคารับซื้อไฟฟ้า (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาทต่อตัน) 1.24 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 2.2) กลุ่มที่ 2 (สร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ราคารับซื้อไฟฟ้า 2.54 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 3) SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0) และ 4) มอบ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง พพ. อยู่ระหว่างเตรียมนำมติดังกล่าวเสนอ กพช. และ (3) การชี้แจงของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเกี่ยวกับการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้มอบหมายให้ กกพ. หารือกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยพิจารณาหาแนวทางในการดำเนินงานเกี่ยวกับหลักการค้ำประกันและการแก้ไขสัญญาสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม และรัฐไม่เสียผลประโยชน์ และมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาตามขอบเขตอำนาจหน้าที่ของ กกพ. และหากมีประเด็นเชิงนโยบายที่จะขอรับทราบความชัดเจนใดๆ จาก กพช. ขอให้ กกพ. จัดทำหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอให้นำเสนอเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ให้ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. อยู่ระหว่างเตรียมนำมติ กบง. จำนวน 5 เรื่องดังกล่าวข้างต้น เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าในการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 3 - 4 ปี 2560 มีความคืบหน้าในการดำเนินงานใน 4 ประเด็นหลัก ดังต่อไปนี้ (1) PDP1: ติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในเรื่องสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Fuel Mix) โดยเป้าหมายหนึ่งที่สำคัญของแผน PDP 2015 คือการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งข้อมูลจริงของปี 2560 พบว่า สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงส่วนใหญ่ค่อนข้างใกล้เคียงกับในแผน PDP 2015 ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ร้อยละ 7 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 10 (ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่ำกว่าแผน 5,069 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นร้อยละ 25.8 จากแผน) ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 61 สูงกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 59 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้า ลิกไนต์ในประเทศ และพลังน้ำที่เป็นการซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP 2015 เช่นกัน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2560 ตามแผน PDP2015 จะมีปริมาณ 2,512 เมกะวัตต์ ซึ่ง ณ เดือนธันวาคม 2560 มีการผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบจริงประมาณ 1,484 เมกะวัตต์ โดยยังไม่สามารถจ่ายเข้าระบบสะสม 1,188 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามแผน PDP 2015 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมเท่ากับ 4,360 เมกะวัตต์ แต่ที่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้จริงในปัจจุบันมีประมาณ 3,772 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังผลิตไฟฟ้าของพลังงานทดแทนสะสม ณ เดือนธันวาคม 2560 กำหนดตามแผนเท่ากับ 10,648 เมกะวัตต์ แต่สามารถผลิตได้จริงเท่ากับ 8,471 เมกะวัตต์ ซึ่งพลังงานลมและแสงอาทิตย์จะมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามแผนค่อนข้างสูง (2) PDP2: ติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้างมีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้ามาโดยลำดับ ทั้งนี้ กรณีของโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน เกาะกงซึ่งมีบริษัทผู้พัฒนาโครงการ 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด โดยเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2560 คณะอนุกรรมการประสานการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีการพิจารณาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านและได้มีมติให้รอแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่ที่ปัจจุบันอยู่ระหว่างการทบทวน (3) PDP3: ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีสถานการณ์รับซื้อไฟฟ้า ณ เดือนธันวาคม 2560 รวมรับซื้อ 10,827 เมกะวัตต์ (จำนวน 7,349 ราย) คิดเป็นร้อยละ 64.53 ของแผน AEDP 2015 โดยแบ่งเป็นกำลังผลิตที่ COD แล้ว 7,527 เมกะวัตต์ มีข้อผูกพันแล้ว 2,332 เมกะวัตต์ และ IPS 968 เมกะวัตต์ และ (4) PDP4: ติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้าการติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า การดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงาน อย่างไรก็ตาม มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนงานเนื่องจากสาเหตุหลายประการ เช่น การคัดค้านการสำรวจแนวสายส่งและการก่อสร้างสายส่ง เจ้าของที่ดินไม่ยินยอมให้เข้าพื้นที่ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การดำเนินการตามประกาศคณะกรรมการนโยบายบริหารทุนหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2560 คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน ได้ออกประกาศ เรื่อง มาตรฐานการเงิน การจัดซื้อจัดจ้าง การบริหารพัสดุ การบัญชี การรายงานทางการเงิน และการตรวจสอบภายในของทุนหมุนเวียน ซึ่งได้ประกาศในพระราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2560 กำหนดให้ทุนหมุนเวียนนำเงินไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และห้ามมิให้นำเงินรายรับที่ได้รับไปใช้จ่ายก่อนส่งเข้าบัญชีเงินฝาก โดยให้ฝากเข้าบัญชีที่กระทรวงการคลัง ภายใน 3 วันทำการ นับแต่วันที่ได้รับเงิน และเบิกจ่ายเงินตามแผนการดำเนินงานประจำปีที่ได้เสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน อย่างน้อย 60 วัน ก่อนเริ่มปีบัญชี และส่งกระทรวงการคลังเพื่ออนุมัติก่อนใช้จ่ายเงิน อย่างน้อย 30 วันก่อนเริ่มปีบัญชีของทุกปี ทั้งนี้ หากจำเป็นอาจขอเปิดบัญชีไว้กับธนาคารพาณิชย์เพื่อไว้ใช้จ่าย ภายในวงเงินและเงื่อนไขที่คณะกรรมการบริหารกำหนด โดยความเห็นชอบของกระทรวงการคลัง และการนำเงินไปหาผลประโยชน์ ต้องเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด ทั้งนี้ ได้กำหนดบทเฉพาะกาล ให้โอนเงินที่อยู่ในบัญชีธนาคารอื่น ณ ก่อนวันที่ประกาศมีผลบังคับใช้ มาไว้ที่กรมบัญชีกลาง ภายใน 30 วัน เว้นแต่เงินฝากที่มีระบุเวลาถอนไว้อย่างแน่นอน ให้โอนมาเมื่อครบกำหนดเวลาฝาก และการนำเงินไปหาผลประโยชน์ก่อนและหลังประกาศนี้ ต้องขอทำความตกลงกับกระทรวงการคลัง ซึ่งตามร่างพระราชกฤษฎีกา การกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือกำไรส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน ให้กำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุดโดยคำนวณจากค่าใช้จ่ายเฉลี่ย 3 ปีย้อนหลัง ซึ่งทุนหมุนเวียนใดจะขอกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุดเพิ่มขึ้นก็ได้ โดยได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ ทั้งนี้หากทุนหมุนเวียนใดมีทุนหรือผลกำไรเกินกว่าจำนวนเงินสะสมสูงสุด ให้นำเงินส่วนเกินส่งเป็นรายได้แผ่นดิน
2. เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2560 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ได้เห็นชอบให้จัดตั้งคณะทำงานแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อทำหน้าที่ปรับปรุงแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 ให้สอดคล้องกับประกาศฯ ที่กระทรวงการคลังกำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2560 สบพน. ได้ทำหนังสือถึงกรมบัญชีกลาง เพื่อขอขยายระยะเวลาดำเนินการตามประกาศฯ ออกไป 90 วัน นับแต่วันที่ประกาศมีผลบังคับใช้ และได้ประสานกับกรมบัญชีกลาง เพื่อชี้แจงเหตุผลความจำเป็นในการขอขยายระยะเวลาดำเนินการตามประกาศฯ แต่เนื่องจากปัจจุบันกระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการยกร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.... ซึ่งได้ผ่านความเห็นชอบคณะกรรมการกฤษฎีกาแล้ว และกำลังอยู่ในขั้นตอนนำส่งให้สภานิติบัญญัติแห่งชาติเพื่อดำเนินการตามขั้นตอนออกเป็นพระราชบัญญัติต่อไป โดยสาระสำคัญของร่างพระราชบัญญัติฉบับนี้อาจจะทำให้ภารกิจของกองทุนน้ำมันฯ ต้องมีการปรับเปลี่ยนไปจากเดิม ดังนั้น เพื่อรอให้เกิดความชัดเจนในแง่ของกฏหมาย และการปฏิบัติงานตามพระราชบัญญัติฉบับใหม่ดังกล่าว เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2561 สบพน. จึงได้มีหนังสือถึงกรมบัญชีกลาง เพื่อขอขยายเวลาการปฏิบัติตามประกาศฯ ออกไปจนกว่าพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลบังคับใช้ ซึ่งคาดว่าไม่น่าจะเกินกลางปี 2561 แทนการขอขยายเวลาออกไป 90 วัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงาน ได้มีการออกกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 เพื่อเป็นมาตรการบังคับใช้ขั้นต่ำกับอาคารขนาดใหญ่ที่มีปริมาณการใช้พลังงานสูง เรียกว่า เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพด้านพลังงานในอาคาร (Building Energy Code) โดยสาระสำคัญของกฎกระทรวง กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง 9 ประเภทอาคาร ได้แก่ 1) สำนักงาน 2) โรงแรม 3) โรงพยาบาล 4) ศูนย์การค้า 5) โรงมหรสพ 6) สถานบริการ 7) อาคารชุมนุมคน 8) อาคารชุด และ 9) สถานศึกษา ที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ต้องออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่ระบุในกฎกระทรวงฯ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบปรับอากาศ ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบผลิตน้ำร้อน และการใช้พลังงานหมุนเวียน เป็นต้น
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ส่งกฎกระทรวงฯ ให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาและประชุมหารือร่วมกัน แต่ยังไม่สามารถบังคับใช้ได้ จนถึงปี พ.ศ. 2558 คณะกรรมาธิการขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน และสภาขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ (สปท.) ได้เร่งรัดและผลักดันเพื่อนำไปสู่การบังคับใช้ โดยให้ พพ. และกรมโยธาธิการและผังเมือง ไปหารือและกำหนดแนวทางเพื่อให้เกิดการบังคับใช้ โดยมีแนวทางดังนี้ (1) บังคับใช้กับอาคารขนาดใหญ่ที่มีความพร้อมก่อน และทยอยบังคับใช้กับอาคารทั้ง 9 ประเภท ภายใน 3 ปี โดยปีที่ 1 บังคับใช้กับอาคาร ขนาดตั้งแต่ 10,000 ตารางเมตร ขึ้นไป ปีที่ 2 บังคับใช้กับอาคาร ขนาดตั้งแต่ 5,000 ตารางเมตร ขึ้นไป และปีที่ 3 บังคับใช้กับอาคาร ขนาดตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป และ (2) เห็นควรแก้ไขกฎกระทรวงฯ โดยให้นำข้อกำหนดข้อมูลทางเทคนิค และเกณฑ์ค่าประสิทธิภาพของระบบต่าง ๆ จากเดิมระบุในกฎกระทรวงฯ ไปไว้ในประกาศกระทรวงแทน เพื่อความสะดวกในการปรับปรุงให้ทันสมัยและสอดคล้องกับเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลง
3. พพ. และกรมโยธาธิการและผังเมือง ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาการแก้ไขกฎกระทรวงฯ และประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้อง โดยที่ประชุมมีมติให้แก้ไข เพิ่มเติมร่างกฎกระทรวงและประกาศที่เกี่ยวข้อง 5 ฉบับ ได้แก่ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... (2) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดค่ามาตรฐานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... (3) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องหลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแต่ละระบบ การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่าง ๆ ของอาคาร พ.ศ. .... (4) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องหลักเกณฑ์และวิธีการขึ้นทะเบียนหน่วยงานฝึกอบรมหลักสูตรผู้ตรวจรับรองแบบอาคารอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. ..... และ (5) ร่างประกาศกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เรื่อง ขั้นตอน วิธีการ และเงื่อนไขการขึ้นทะเบียนหน่วยงานฝึกอบรม การฝึกอบรมและการทดสอบหลักสูตรผู้ตรวจรับรองแบบอาคารอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมาย พ.ศ. .....
4. เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 คณะกรรมการควบคุมอาคารได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงและประกาศ ที่เกี่ยวข้อง พพ. จึงได้เสนอร่างกฎกระทรวงและประกาศดังกล่าวตามขั้นตอนยกร่างแก้ไขกฎหมาย โดยผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการพิจารณากฎหมายระดับกรม และระดับกระทรวง เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 และได้ปรับแก้ไขรายละเอียดร่างกฎกระทรวง ตามข้อแนะนำจากคณะกรรมการพิจารณากฎหมายเรียบร้อยแล้ว ดังนั้น พพ. จึงขอเสนอร่างกฎกระทรวงดังกล่าวต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ หากคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ พพ. จะเสนอร่างกฎกระทรวงดังกล่าว สู่ขั้นตอนทางกฎหมายผ่านคณะกรรมการกฤษฎีกา และเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ก่อนประกาศในราชกิจจานุเบกษา และส่งกฎกระทรวงฉบับใหม่ให้กรมโยธาธิการและผังเมืองรับทราบ และกระทรวงพลังงานจะออกประกาศกระทรวงที่ได้เตรียมไว้จำนวน 2 ฉบับ ต่อไป ซึ่งคาดว่าจะเริ่มบังคับใช้ได้ภายในเดือนตุลาคม 2561
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 6 การกำหนดอัตรา FiTV ประจำปี 2561 สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 วันที่ 11 มีนาคม 2559 วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประเภทเชื้อเพลิงต่างๆ โดยกำหนดไว้ว่า อัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 นั้น อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) โดยพลังงานหมุนเวียนที่มีอัตรา FiTV ดังนี้ (1) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จำนวน 4 เชื้อเพลิง ได้แก่ ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) ขยะอุตสาหกรรม ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) ซึ่งรวมถึงโครงการ VSPP ชีวมวล ที่ได้แก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากแบบ Adder เป็นแบบ FiT และ VSPP Semi-Firm ด้วย และ (2) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ SPP Hybrid-Firm และ SPP ขยะชุมชน
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อขอทราบอัตรา FiTV ประจำปี 2561 สำหรับเป็นข้อมูลประกอบการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะต้องใช้ในการคำนวณเพื่อชำระค่าใช้จ่ายจากการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ทั้งนี้ สนพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณดังนี้ (1) การคำนวณอัตรา FiTV ประจำปี 2561 คือ FiTV,2561 = FiTV,2560 x (1+ Core Inflation2560) (Core Inflation2560 คือ อัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 โดยประเมินจากการเปลี่ยนแปลงของค่าดัชนีราคาผู้บริโภคพื้นฐาน (Core-CPI) ปี 2560 เทียบกับปี 2559) (2) แหล่งข้อมูล Core-CPI จาก “กองสารสนเทศและดัชนีเศรษฐกิจการค้า สำนักงานนโยบายและยุทธศาสตร์การค้า” กระทรวงพาณิชย์ ซึ่งจะมีการประกาศออกมาทุกเดือน โดยมีอัตราการเปลี่ยนแปลงของ Core-CPI 3 รูปแบบ ได้แก่ 1) เดือนปัจจุบันเทียบกับเดือนเดียวกันของปีก่อนหน้า (YoY) 2) เดือนปัจจุบันเทียบกับเดือนก่อนหน้า (MoM) และ 3) เฉลี่ยทั้งปีจนถึงเดือนปัจจุบันเทียบกับค่าเฉลี่ยของช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อนหน้า (AoA)
3. การกำหนดอัตรา FiTV ประจำปี 2561 จากสูตรการคำนวณของ สนพ. เห็นควรใช้ดัชนีราคาผู้บริโภคพื้นฐาน (Core-CPI) Annual to Annual (A/A) ที่กระทรวงพาณิชย์ประกาศ ณ เดือนธันวาคม เพื่อคำนวณค่า FiTV ของปีถัดไป โดยค่า Core-CPI (A/A) ที่ประกาศ ณ เดือนธันวาคม 2560 มีอัตราร้อยละ 0.56 ซึ่งเมื่อนำมาแทนค่าในสมการ FiTV,2561 = FiTV,2560 x (1+ Core Inflation2560) จะมีอัตรา FiTV,2561 ของโครงการ/ประเภทพลังงานหมุนเวียน มีดังนี้ (1) VSPP ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) แบ่งตามกำลังผลิตติดตั้งดังนี้ 1) น้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 3.23 บาทต่อหน่วย 2) มากกว่า 1 - 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 3.23 บาทต่อหน่วย และ 3) มากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 2.71 บาทต่อหน่วย (2) VSPP ขยะอุตสาหกรรม (โรงไฟฟ้าที่ต่อยอดจากเตาเผาขยะอุตสาหกรรมเดิมที่มีอยู่ก่อนวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โรงไฟฟ้าใหม่ และโรงไฟฟ้าที่ใช้เทคโนโลยีพลาสม่า) อยู่ที่ 2.71 บาทต่อหน่วย (3) VSPP ชีวมวล แบ่งตามกำลังผลิตติดตั้งดังนี้ 1) น้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 2.22 บาทต่อหน่วย 2) มากกว่า 1-3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 2.22 บาทต่อหน่วย และ 3) มากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 1.86 บาทต่อหน่วย (4) VSPP ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อยู่ที่ 2.56 บาทต่อหน่วย (5) SPP Hybrid-Firm อยู่ที่ 1.86 บาทต่อหน่วย (6) SPP ขยะชุมชน อยู่ที่ 1.86 บาทต่อหน่วย และ (7) VSPP Semi-Firm แบ่งเป็น 1) ชีวมวลกำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 2.22 บาทต่อหน่วย 2) ชีวมวลกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 1.86 บาทต่อหน่วย และ 3) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อยู่ที่ 2.56 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบสูตรและหลักการคำนวณ FiTV ในปี 2561 และปีต่อๆ ไป ดังนี้ FiTV,t = FiTV,t-1 x (1+ Core Inflationt-1) โดยที่ t คือ ปีใดๆ และให้ใช้อัตราการเปลี่ยนแปลงของดัชนีราคาผู้บริโภคขั้นพื้นฐานปีที่ t-1 (A/A) ณ เดือนธันวาคม เป็นค่า Core Inflationt-1 โดยมีหน่วยเป็นร้อยละ (%)
2. เห็นชอบอัตรา FiTV,2561 โดยให้ใช้อัตราการเปลี่ยนแปลงของดัชนีราคาผู้บริโภคขั้นพื้นฐาน (A/A) ปี 2560 ของกระทรวงพาณิชย์ เป็นค่า Core Inflation2560 ที่ร้อยละ 0.56 และให้การไฟฟ้านำไปใช้ในการคำนวณเพื่อชำระค่าใช้จ่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เกี่ยวข้องในปี 2561
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแจ้งให้การไฟฟ้านำไปใช้คำนวณเพื่อชำระค่าใช้จ่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้รับผิดชอบในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับบริการที่เป็นธรรม จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อแล้วเสร็จ เนื่องจากยังไม่มีหน่วยงานของรัฐที่ทำหน้าที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อการป้องกันการผูกขาดทางการค้า และการคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้ได้รับบริการที่เป็นธรรม จึงเห็นควรให้ กกพ. ซึ่งมีหน้าที่กำกับดูแลก๊าซธรรมชาติในลักษณะเช่นเดียวกันนี้อยู่แล้วเป็นผู้กำกับดูแลการขนส่งน้ำมันทางท่อเพิ่มเติม
2. กกพ. ได้ดำเนินการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเพิ่มเติมอำนาจหน้าที่ในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับการบริการที่เป็นธรรม และได้นำร่างกฎหมายที่มีการแก้ไขไปรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง อันเป็นไปตามขั้นตอนของการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 แห่งรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ทั้งนี้ ตามที่ได้มีการจัดรับฟังความคิดเห็นโดยการจัดประชุมกลุ่มย่อย (Focus Group) ในพื้นที่กรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค และการเปิดรับฟังความคิดเห็นโดยทั่วไปผ่านระบบสารสนเทศของสำนักงาน กกพ. สรุปผลรับฟังความคิดเห็นในเบื้องต้นดังนี้ (1) ผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีความเห็นว่า ปัจจุบันได้มีพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 ซึ่งมีผลใช้บังคับแล้ว โดยพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าวมีหลักการเช่นเดียวกับที่ กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ และเป็นธุรกิจที่เข้าข่ายต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ และอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้า ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นที่จะต้องแก้ไขพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานฯ ในเรื่องดังกล่าวแต่อย่างใด (2) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้า มีความเห็นว่า ตามมาตรา 4 แห่งพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ กำหนดว่า กิจการที่มีกฎหมายกำหนดเรื่องการแข่งขันไว้เป็นการเฉพาะจะไม่บังคับตามพระราชบัญญัติฉบับนี้ ซึ่งจากความเห็นเบื้องต้นของคณะกรรมการกฤษฎีกาจากการหารืออย่างไม่เป็นทางการ ได้มีการยกตัวอย่างในกรณีของกฎหมายว่าด้วยกิจการกระจายเสียงและกิจการโทรทัศน์ หรือกิจการโทรคมนาคมของคณะกรรมการกิจการกระจายเสียง กิจการโทรทัศน์ และกิจการโทรคมนาคมแห่งชาติ (กสทช.) หรือในกรณีของกิจการด้านไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติตามกฎหมายว่าด้วยการประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งเป็นธุรกิจที่มีกฎหมายเฉพาะกำกับดูแลในเรื่องการแข่งขันทางการค้าไว้อยู่แล้ว ดังนั้น ในกรณีของกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อจึงเป็นธุรกิจที่อยู่ในบังคับตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ (3) ความเห็นจากผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) มีความเห็นดังนี้ 1) ในการดำเนินกิจการ บริษัทจะต้องขอรับใบอนุญาตจาก ธพ. อยู่แล้ว จึงไม่เห็นด้วยกับการแก้ไขกฎหมายว่าด้วยการประกอบกิจการพลังงานที่จะให้ กกพ. มากำกับดูแลค่าบริการในกิจการประเภทนี้ เพราะจะเป็นการเพิ่มภาระให้แก่ผู้ประกอบกิจการที่จะต้องมายื่นขอรับใบอนุญาตกับทั้งสองหน่วยงาน 2) ประเด็นเรื่องอัตราค่าบริการในการขนส่งน้ำมันทางท่อ บริษัททั้งสองได้มีการประกาศราคากลางซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาดที่จะควบคุมค่าบริการให้มีความเหมาะสม รวมทั้งมีการเปรียบเทียบกับอัตราค่าบริการของการขนส่งโดยวิธีการอื่น (รถ เรือ และรถไฟ) นอกจากนี้ ลูกค้าของบริษัทเป็นกลุ่มของผู้ค้าน้ำมัน ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นผู้ถือหุ้นอยู่ในบริษัท จึงเป็นคนกำกับทั้งในเรื่องของอัตราค่าบริการและมาตรฐานในการให้บริการ ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นที่จะต้องให้ กกพ. กำกับดูแลเรื่องดังกล่าวแต่อย่างใด 3) ประเด็นเรื่องการแข่งขันทางการค้า ในอดีตที่ผ่านมาจนถึงปัจจุบันบริษัททั้งสองมีการแข่งขันกันเองในกิจการดังกล่าวอยู่แล้ว และยังต้องแข่งขันกับผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันด้วยวิธีการอื่น ได้แก่ รถ เรือ และรถไฟ ซึ่งมีต้นทุนในการลงทุนของกิจการที่ต่ำกว่าการขนส่งน้ำมันทางท่อ และเมื่อเกิดข้อพิพาทในเรื่องที่เกี่ยวข้องกับการแข่งขันทางการค้า กิจการขนส่งน้ำมันเข้าข่ายที่จะต้องบังคับตามกฎหมายว่าด้วยการแข่งขันทางการค้า ซึ่งปัจจุบันได้มีการบังคับใช้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ จึงถือว่ามีหน่วยงานที่กำกับดูแลในเรื่องดังกล่าวอยู่แล้ว
3. กกพ. มีความเห็นว่า ปัจจุบันได้มีการบังคับใช้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ ซึ่งมีเจตนารมณ์ในการส่งเสริมให้การประกอบธุรกิจเป็นไปอย่างเสรีและเป็นธรรม รวมถึงป้องกันการกระทำอันเป็นการผูกขาด ลด หรือจำกัดการแข่งขันในการประกอบธุรกิจ และพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานฯ ได้จัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าให้สามารถดำเนินงานได้อย่างอิสระ โดยมีคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าเป็นผู้ใช้อำนาจตามกฎหมาย ดังนั้น การกำกับดูแลการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อจึงถือเป็นธุรกิจที่อยู่ภายใต้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ รวมทั้งกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อมีกลไกตลาดในการควบคุมอัตราค่าบริการให้มีความเหมาะสมอยู่แล้ว และยังต้องแข่งขันกับผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันด้วยวิธีการอื่นๆ อยู่แล้ว จึงไม่มีความจำเป็นที่ กกพ. จะต้องกำกับดูแลในเรื่องค่าบริการอีกแต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานทำหนังสือสอบถามความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าเกี่ยวกับการยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เรื่อง การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ที่มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ทั้งนี้ หากไม่มีความเห็นขัดแย้ง ให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอยกเลิกมติดังกล่าวต่อไป
เรื่องที่ 8 ขอหารือแนวทางการสนับสนุนการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP)
8.1 แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) ราคารับซื้อไฟฟ้า (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาทต่อตัน) 1.24 บาทต่อกิโลวัตต์ 2) กลุ่มที่ 2 (สร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ราคารับซื้อไฟฟ้า 2.54 บาทต่อกิโลวัตต์ (3) SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0) (4) มอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานสามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทั้งนี้ ให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งปัจจุบัน สนพ. อยู่ระหว่างเตรียมนำมติดังกล่าวเสนอ กพช.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) จากเดิมสิ้นสุดสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เป็นภายในปี 2559 - 2561
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคาและแนวทางที่เหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 ทั้งเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
8.2 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไขดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non -Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดย 1) โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป และ 2) โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm อยู่ จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้ว ให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ (5) ทั้งนี้ การเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT สำหรับโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้ว ให้มีผลตั้งแต่วันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm ซึ่งต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายกระแสไฟฟ้าแบบ Firm โดยให้ ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป (6) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างเตรียมนำมติดังกล่าวเสนอ กพช.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป