มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2556 (ครั้งที่ 145)
วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
2.การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง)
3.แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
4.รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
9.รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
10.ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
11.ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
12.รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
14.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 โดยเห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556 และเห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
2. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2556 กบง. มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2556 และครั้งหลังสุด กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2556 และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบทั้ง ในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือ ตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถัง ขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
3. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน พิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล และกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือ ผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการสรุปได้ดังนี้
3.1 ฐานข้อมูล ได้รวบรวมฐานข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องและจำนวนผู้มีสิทธิ์ได้รับ การช่วยเหลือแยกตามประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) ครัวเรือนใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จำนวน 7,430,639 ครัวเรือน (2) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้าใช้ จำนวน 186,822 ครัวเรือน (3) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวน 168,529 ร้าน และ (4) ร้านค้าก๊าซ LPG จำนวน 35,877 ร้าน3.2 ระบบฐานข้อมูลกลาง แบ่งเป็น1) จัดทำระบบฐานข้อมูลกลางของผู้มีสิทธิ์ได้รับการชดเชย โดยจัดเรียงข้อมูลของผู้ได้รับสิทธิ์ จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กรมการพัฒนาชุมชน องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) และข้อมูลร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ร้านค้าปลีก) จากกรมธุรกิจพลังงาน ให้อยู่ในรูปแบบที่สามารถใช้งานได้บนฐานข้อมูลเดียวกัน2) กำหนดรหัสผู้มีสิทธิ์ ได้แก่ (1) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกรุงเทพฯ และปริมณฑล กำหนดรหัสโดยใช้รหัสเครื่องวัด 8 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าของ กฟน. (2) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในส่วนภูมิภาค กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 11 หลักหลัง ตามใบแจ้ง ค่าไฟฟ้าของ กฟภ. (3) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 9 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้า (4) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้า Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก (5) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก และ (6) ร้านค้าก๊าซ LPG Data Center กำหนดรหัสให้ 6 หลัก3.3 การแจ้งสิทธิ์ โดย กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ ได้แจ้งสิทธิ์ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วย ผ่านใบแจ้งค่าไฟฟ้าและหนังสือแจ้งสิทธิ์ ตั้งแต่วันที่ 14 มิถุนายน 2556 โดยดำเนินการต่อเนื่อง 3 เดือน ตั้งแต่เดือนมิถุนายนถึงสิงหาคม 2556 และเพื่อให้มีความพร้อมในการชี้แจงข้อสงสัย โดยใช้ศูนย์บริการร่วมของกระทรวงพลังงานเพื่อชี้แจงข้อสงสัยต่างๆ ในเบื้องต้น ที่หมายเลข 0-2140-70003.4 การลงทะเบียนเพิ่มเติม โดยกรมการค้าภายในได้จัดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมสำหรับร้านค้า หาบเร่ และแผงลอยอาหารที่ตกสำรวจ โดยขอขึ้นทะเบียนใหม่ได้ที่สำนักงานพาณิชย์จังหวัด สำนักงานการค้าภายในจังหวัด สำนักงานพัฒนาธุรกิจการค้าจังหวัด หรือพลังงานจังหวัดในพื้นที่ได้ตั้งแต่วันที่ 10 มิถุนายน 2556 สำหรับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ จะเปิดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมที่ อปท. เมื่อได้มีการส่งประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิ์ไปยัง อปท. แล้ว3.5 ระบบช่วยเหลือผ่านผู้ค้ามาตรา 7 โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และ ปตท. ได้หารือร่วมกับผู้ค้ามาตรา 7 สมาคมผู้ค้าก๊าซ LPG และ Service Provider สรุปได้ดังนี้ (1) ผู้ค้ามาตรา 7 ยินดีให้ความร่วมมือให้มีระบบการค้าก๊าซ LPG เพื่อให้ผู้ซื้อสามารถซื้อก๊าซ LPG ในราคาเดิมได้ โดยผู้ค้ามาตรา 7 แบ่งความรับผิดชอบการสำรองเงินจ่ายตามส่วนแบ่งการตลาด (2) ปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซ LPG ที่วางจำหน่ายมากกว่า 60 กิโลกรัม ประมาณ 35,877 ร้าน ซึ่งอยู่ในการควบคุมของ ธพ. เข้าร่วมโครงการ และ (3) กำหนดขั้นตอนการเข้าใช้สิทธิผ่านโทรศัพท์มือถือ3.6 การจัดทำแนวทางการป้องกันการทุจริต แบ่งเป็น 2 กรณี คือ (1) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG/ประชาชน แอบอ้างใช้สิทธิของผู้อื่น อาจมีความผิดฐานฉ้อโกงตามประมวลกฎหมายอาญามาตรา 341 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 3 ปี หรือปรับไม่เกิน 6,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ และ (2) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG ไม่นำออกจำหน่าย/ปฏิเสธการจำหน่าย อาจมีความผิดตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มาตรา 30 และมาตร 41 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 7 ปี หรือปรับไม่เกิน 140,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ3.7 การประชาสัมพันธ์ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ (1) การทำความเข้าใจกับทุกภาคส่วน (2) การเตรียมความพร้อมและติดตามตรวจสอบทุกระบบ โดยจะเริ่มดำเนินการก่อนการยืนยันสิทธิ์ และ (3) การทำความเข้าใจในการรับสิทธิ์ และการได้รับสิทธิ์3.8 การอบรมชี้แจงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย (1) การอบรมเตรียมความพร้อมให้กับวิทยากร (2) จัดทำคู่มือ เอกสารประกอบการอบรม และการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และ (3) การอบรมโรงบรรจุ ร้านค้าก๊าซรายย่อย และเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องการดำเนินการทั้งหมดคาดว่าจะแล้วเสร็จในต้นเดือนสิงหาคม 2556 จากนั้นจะต้องมีการทดสอบระบบและปรับปรุงระบบต่างๆ ให้สมบูรณ์ มีความพร้อมในการดำเนินการเพื่อรองรับการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ดังนั้น คาดว่าจะสามารถปรับราคาขายปลีกราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป
4. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน เมื่อคำนึงถึงผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทาง การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ การปรับราคาเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จะมีผลทำให้ราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนตุลาคม 2557
5.เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 กบง. ได้มีมติเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบ ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัม ต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม เนื่องจากครัวเรือนรายได้น้อยมีการใช้ถังหลายขนาด ได้แก่ 4, 7, 11, 11.5, 13.5 และ 15 กิโลกรัม หากกำหนดเงื่อนไขช่วยเหลือตามการ ใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน จะทำให้ผู้ใช้ถังขนาดตั้งแต่ 7 ถึง 15 กิโลกรัม ได้รับการช่วยเหลือเพียงบางส่วนเท่านั้น ดังนั้น จึงควรกำหนดการช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และให้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อให้ กพช. พิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ยกเลิก มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 (2) ขอความเห็นชอบแนวทางปรับราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) ขอความเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัม ต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาท ต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556
2. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม
3. เห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้(1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน(2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือนทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
เรื่องที่ 2 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งเห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ดังนี้
โดย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาก๊าซฯ (Pool Gas) อัตราค่าบริการสำหรับ การจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (TdZone 1+3) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ ในส่วน Commodity Charge (Tc) ทั้งนี้ ในส่วนของค่า S มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV และในส่วนค่าใช้จ่ายดำเนินการ ประกอบด้วย ต้นทุนค่าสถานีแม่ ต้นทุนค่าขนส่งและต้นทุนค่าสถานีลูก เป็นต้น
2. ในช่วงที่ผ่านมา รถบรรทุก รถโดยสาร รถตู้และรถอื่นๆ ได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV แทนการใช้น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจำนวนมาก ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ NGV ในภาคขนส่งเติบโตอย่างรวดเร็ว ส่งผลกระทบต่อจัดหาก๊าซ NGV และการขยายสถานีบริการ NGV ก่อให้เกิดความล่าช้าในการให้บริการ กระทรวงพลังงานได้หารือร่วมกับกลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งเพื่อหาแนวทางแก้ไข และได้มีความเห็นร่วมกันว่า กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งควรเข้ามาเป็นผู้ลงทุนและดำเนินการสถานี NGV รวมถึงการบริหารจัดการและขนส่งก๊าซ NGV โดยเป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อและนำก๊าซธรรมชาติที่ได้ไปใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในกลุ่มรถขนส่งของตนเอง ดังนั้น จึงควรพิจารณากำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งขึ้น
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง พบว่าการซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อเพื่อนำไปใช้สำหรับการขนส่งของกลุ่มผู้ ประกอบการขนส่งจะไม่มีต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการตามที่กำหนดไว้ในโครง สร้างราคาก๊าซ NGV เนื่องจากกลุ่มผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการในส่วนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ เอง แต่จะทำให้มีต้นทุนในส่วนการบริหารจัดการเพิ่มขึ้น ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วน ที่เพิ่มเติมมาจากแนวท่อส่งก๊าซหลัก ซึ่ง สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นร่วมกันว่าควรกำหนด ตัวแปรขึ้นคือ X ดังนั้น สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง จึงเป็นดังนี้
ภายหลังจากที่มีการประกาศใช้สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก แนวท่อสำหรับ ภาคขนส่งแล้ว ให้ตัวแปรต่างๆ สามารถปรับเปลี่ยนได้ดังนี้ (1) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติให้ปรับเปลี่ยนตามจริง และ (2) ให้ทบทวนค่าบริหารจัดการในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ปีละ 1 ครั้ง โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาในรายละเอียดต่อไป
4. สนพ. ได้ขอความเห็นจากสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งเคยเป็นผู้ศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้ สนพ. เมื่อปี 2555 โดยสถาบันวิจัยพลังงานฯ ได้มีความเห็นว่าโครงสร้างดังกล่าว มีความเหมาะสม เนื่องจากการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งจะมีต้นทุนเกิดขึ้น ในส่วนที่เป็นต้นทุนเนื้อก๊าซ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อและค่าบริหารจัดการเฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับการขาย ส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งเท่านั้น โดยอาจอนุโลมให้ใช้อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติเป็น ร้อยละ 1.75 ไปก่อน จนกว่าสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) จะทำการศึกษาอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV แล้วเสร็จ รวมทั้งเห็นด้วยกับกรอบแนวคิดการคำนวณค่าบริหารจัดการ ในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ซึ่งประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วนที่เพิ่มเติมจากแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลัก
5. เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรม สนพ. ควรเข้าไปตรวจสอบโดยต้องตรวจสอบความถูกต้องการแจกแจงปริมาณงาน (Task) ทั้งหมดที่เกิดขึ้นในการขายและบริหารจัดการของ “สถานีแม่-ลูก” และ “สถานี แนวท่อ” ของ ปตท. และกำหนดปริมาณงานส่วนที่จะต้องถูกนำมาคิดเป็นค่าใช้จ่าย หาก ปตท. ดำเนินการธุรกิจขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง โดยการกำหนดค่าใช้จ่ายฯ ในปีต่อๆ ไป ซึ่งอาจปรับค่าแต่ละปีให้เหมาะสมและสะท้อนสภาพเศรษฐกิจได้ตามดัชนีราคาผู้ บริโภค (Consumer Price Index; CPI) อีกทั้ง ควร คำนวณปรับค่าใช้จ่ายสำหรับปีฐานใหม่ตามรอบการประเมินที่เหมาะสม เช่น ทุกๆ 3 ปี หรือ 5 ปี เป็นต้น
6. การซื้อขายก๊าซธรรมชาติในรูปแบบดังกล่าว จะทำให้กลุ่มผู้ประกอบการขนส่งมีความยืดหยุ่น ในการบริหารจัดการระบบการเติมก๊าซ NGV ซึ่งทำให้การขนส่งสินค้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น ช่วยลดปัญหาการรอคิวเติมก๊าซ NGV ในสถานีบริการ NGV ที่ให้บริการแก่ประชาชนทั่วไปได้ ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งควรให้ใช้เพื่อการจำหน่ายเฉพาะภายใน กลุ่มของผู้ประกอบการที่มีการทำข้อตกลงซื้อขายกับ ผู้จำหน่ายก๊าซธรรมชาติทางท่อสำหรับนำไปใช้ในภาคขนส่งเท่านั้น ห้ามนำไปใช้ในการจำหน่ายให้กับรถยนต์ทั่วไป และ/หรือนำไปจำหน่ายหรือใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับภาคอื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาค่าบริหารจัดการใน การขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ที่เหมาะสมสำหรับนำไปใช้ในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2556 ได้มีมติรับทราบรายงานเหตุการณ์ ไฟฟ้าดับ 14 จังหวัดภาคใต้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2556 ตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) รายงาน และมอบหมายให้ พน. รับไปหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาหามาตรการป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้น ในอนาคต รวมทั้งแผนการเตรียมความพร้อมรองรับในกรณีฉุกเฉินและแผนป้องกันปัญหาระยะยาว เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง (Blackout) ขึ้นอีก ซึ่งผลการหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีความเห็นว่าเหตุการณ์ครั้งนี้ เป็นเหตุสุดวิสัยซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของ กฟผ. และ กฟผ. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุการณ์ตามคู่มือปฏิบัติที่กำหนดไว้ทุกขั้นตอนแล้ว รวมทั้งได้เสนอมาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้นและระยะยาว และรายงานให้ พน. ทราบ
2. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2556 พน. ได้มีการแถลงผลการหารือต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและสื่อมวลชน ดังนี้
2.1 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้น ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ร่วมกันทบทวน ศึกษาการตั้งค่าและปรับปรุง Scheme การทำงานของอุปกรณ์ Under Frequency Relay รวมทั้งหาวิธีการตรวจสอบอุปกรณ์ Under Frequency Relay ซึ่งติดตั้งตามสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. และ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ แล้วนำเสนอแผนต่อ สกพ. เพื่อทราบ (2) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนและฝึกซ้อมการปฏิบัติการควบคุมระบบไฟฟ้าในสภาวะวิกฤตร่วมกับ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ เพื่อป้องกันมิให้เกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง (Blackout) (3) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการกู้ระบบไฟฟ้ากลับคืน (Blackout Restoration) และฝึกซ้อมอย่างสม่ำเสมอ เพื่อช่วยลดระยะเวลาการเกิดไฟฟ้าดับ (4) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งไฟฟ้า และโรงไฟฟ้าในภาคใต้ ให้สอดคล้องกันและไม่กระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองบนสมมติฐาน ที่ไม่พึ่งพาไฟฟ้าระบบ HVDC จากประเทศมาเลเซียเป็นหลัก (ให้ถือเป็น Non-Firm) และ (5) ให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องกำหนดหลักปฏิบัติเพื่อรองรับสถานการณ์กรณีมีความจำเป็นที่จะ ต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษา ความมั่งคงของระบบไฟฟ้าและไม่ให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง2.2 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะยาว ดังนี้ (1) การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้ ควรพิจารณาให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าในภาคใต้สามารถพึ่งพาตนเองได้ (2) ภาคใต้เป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญในด้านการเศรษฐกิจและการท่องเที่ยว ทำให้มีอัตราความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ กฟผ. เร่งดำเนินการจัดทำโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี และ/หรือ 230 เควี เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคใต้ และ (3) ให้ทบทวนภาพรวมการวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้งประเทศ หากพิจารณาว่าจุดใดเป็นจุดที่มีความเสี่ยงและมีความสำคัญต่อประเทศ ให้เพิ่มระดับความมั่นคง ในบริเวณนั้น เพื่อป้องกันความเสี่ยงที่อาจจะทำให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้างขึ้นอีกใน อนาคต
3. ระบบไฟฟ้าภาคใต้จำเป็นต้องพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มโดยการส่งไฟฟ้าจากภาคกลาง ประมาณ 650 เมกะวัตต์ และมีไฟฟ้าสำรองจากประเทศมาเลเซียอีกประมาณ 300 เมกะวัตต์ รวมทั้งกรณีฉุกเฉินจะสามารถเพิ่มการส่งไฟฟ้าจากภาคกลางได้อีก 550 เมกะวัตต์ เนื่องจาก (1) ภาคใต้มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 2,423.8 เมกะวัตต์ (เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2556 เวลา 19.30 น.) ขณะที่มีกำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่มี 2,115.7 เมกะวัตต์ (2) มีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในพื้นที่เพียง 2 แห่ง ที่สามารถจ่ายไฟฟ้าแบบจ่ายไฟต่อเนื่อง (Base Load Plant) คือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะ (710 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ขนอม (748 เมกะวัตต์) ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (3) โรงไฟฟ้าภาคใต้บางส่วนต้องเดินเครื่องไม่ถึง ค่าพิกัดสูงสุด เพื่อรักษาค่าความมั่นคงของระบบ และ (4) ระบบสายส่งเชื่อมโยงไฟฟ้าระหว่างภาคกลาง-ภาคใต้ ปัจจุบันมีโอกาสที่จะเกิดความไม่มั่นคง จึงจำเป็นต้องปรับปรุงเพื่อรักษามาตรฐานความมั่นคงระบบส่งไฟฟ้า ในปัจจุบัน ทั้งนี้ หากเกิดความขัดข้องของระบบส่งไฟฟ้าจากภาคกลางหรือจากประเทศมาเลเซีย หรือโรงไฟฟ้า มีความจำเป็นต้องหยุดซ่อมบำรุงหรือเกิดเหตุฉุกเฉิน อาจทำให้พื้นที่ภาคใต้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง
4. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าเข้าระบบในภาคใต้ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในภาคใต้ที่เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณปีละร้อยละ 6 ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP2010 Rev.3) ดังนี้ (1) ปี 2557 โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 782 เมกะวัตต์ (2) ปี 2559 โรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 900 เมกะวัตต์ (ทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม) (3) ปี 2562 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด (กระบี่) ขนาด 800 เมกะวัตต์ และ (4) ปี 2565 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดขนาด 800 เมกะวัตต์ ซึ่งกรณีที่มีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 จำเป็นต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ทุกวัน โดยมีความต้องการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 51 ล้านลิตรต่อเดือน แต่ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเตา มีข้อจำกัดทำให้ไม่สามารถขนส่งได้ตามความต้องการ ส่งผลให้ไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้เต็มกำลัง ดังนั้น การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ต้องคำนึงถึงความมั่นคงและความเชื่อถือ ได้ของระบบไฟฟ้า ในการพร้อมจ่ายทุกช่วงเวลา จึงต้องพิจารณาให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้า ในภาคใต้มีความมั่นคงและสามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติและรองรับภาวะฉุก เฉินต่างๆ
5. แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคง สามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติ และรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการเร่งด่วน ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ เต็มกำลังการผลิต และ (2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงและเพียงพอของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
(1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต(2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนร้อย ละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตาทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศและแผนพัฒนา พลังงานทดแทน 15 ปี และคำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม รวมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012-2021) โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 เมกะวัตต์
3. คณะกรรมการบริหารฯ ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 ถึงปัจจุบัน โดยได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดวันเริ่มต้น ซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 227 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,523.44 เมกะวัตต์ (2) เห็นควรให้ตอบรับพร้อมลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 58 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 674.2 เมกะวัตต์ (3) เห็นควรให้ลงนามในสัญญา จำนวน 209 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,214.22 เมกะวัตต์ และ (4) โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเกินระยะที่กำหนดไว้ตาม ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ยกเลิกสัญญา ซึ่งปัจจุบันการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ยกเลิกสัญญากับผู้ประกอบการแล้ว 317 ราย รวมปริมาณพลังงานไฟฟ้าทั้งสิ้น 1,470.72 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) สรุปได้ดังนี้
4. ปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.1 ปัญหา : ปริมาณความต้องการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้ามากกว่าเป้าหมาย AEDP ส่งผลให้มีคำร้องอยู่ระหว่างยื่นขอเสนอขายไฟฟ้าเป็นจำนวนมาก โดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ กพช. จึงได้มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ตั้งแต่วัน ที่ 28 มิถุนายน 2553 แต่ทั้งนี้พบว่ามีโครงการพลังงานหมุนเวียนที่มีข้อผูกพันภายใต้การส่งเสริม ด้วยมาตรการ Adder กับการไฟฟ้า ซึ่งมีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งเป็นไปตามเป้าหมายในแผน AEDP แล้ว 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงาน ชีวมวล และพลังงานขยะ ส่งผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ไม่สามารถตอบรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวเพิ่มเติมได้ อีกทั้งยังมีผู้ประกอบการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าเพิ่มเติมมายังการไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่งอย่างต่อเนื่อง โดยยัง ไม่สามารถหยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าได้ หากยังไม่มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจาก กพช.ข้อเสนอแนะ : ปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตาม AEDP ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและพบว่าพลังงานหมุนเวียนบางประเภทมี ศักยภาพมากเกินกว่าแผน AEDP ที่ได้กำหนดไว้ และรัฐบาลยังมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ เพิ่มเติมจากที่ได้กำหนดไว้ในแผน AEDP จึงเห็นควรให้ พพ. ศึกษาและปรับปรุงเป้าหมาย AEDP เพื่อนำเสนอ กพช. เห็นชอบต่อไป และเห็นควรให้ พพ. ร่วมกับ สนพ. กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผน PDP2010 Rev.3 และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป4.2 ปัญหา : การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องตามแผน PDP ซึ่งปัจจุบันภาครัฐไม่มีการประกาศปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นรายปีอย่างชัดเจน ทำให้ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงไม่สอดคล้องกับแผน PDP และทำให้ภาครัฐไม่สามารถวางแผนการสร้างระบบส่งเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้ รวมทั้งส่งผลให้ยากต่อการควบคุมผลกระทบค่าไฟฟ้าข้อเสนอแนะ : กำหนดปริมาณรับซื้อและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในแต่ละปีให้ชัดเจน โดย พพ. ร่วมกับ สนพ. เป็นผู้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีและกำหนดวัน เริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และสามารถประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้สอดคล้องกับการลงทุนที่เกิดขึ้นจริง และเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกและเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามเป้าหมาย AEDP พร้อมทั้งรายงานผลให้ พน. ทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป4.3 ปัญหา : ระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนบริเวณพื้นที่ภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ เฉพาะโครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและมีกำหนด SCOD แล้วในภาคตะวันออกเฉียงเหนือตั้งแต่ปัจจุบันจนถึงปี 2558 (ไม่รวมโครงการ Solar Thermal) รวมทั้งสิ้น 1,111.41 เมกะวัตต์ เนื่องจากระบบส่งของ กฟผ. ไม่เพียงพอต่อการรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าดังกล่าว จึงต้องรอจนกว่า กฟผ. จะก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าใหม่ให้แล้วเสร็จในปี 2560 ทำให้ไม่สามารถพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทุกโครงการในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือได้ ถึงแม้ว่าเป้าหมายการรับซื้อตามแผนในบางประเภทเชื้อเพลิงจะยังสามารถรับซื้อ เพิ่มเติมได้ เช่น พลังงานก๊าซชีวภาพข้อเสนอแนะ : แก้ไขปัญหาระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดัง กล่าวอย่างเร่งด่วน โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่ลงนามในสัญญา (PPA) แล้ว และหากมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมควรกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ให้สอดคล้องกับศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. รวมทั้งเห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป4.4 ปัญหา : ความล่าช้าในการออกใบอนุญาตต่างๆ มีสาเหตุบางส่วนจากผู้พัฒนาโครงการยังไม่ได้รับใบอนุญาต รง.4 จาก กกพ. เนื่องจากยังไม่ได้รับความเห็นประกอบการพิจารณาจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการไม่ได้รับอนุญาตให้มีการเชื่อมโยงระบบกับการไฟฟ้า และไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ที่มีกับการไฟฟ้าตามสัญญา จึงทำให้ผู้ประกอบการต้องขอขยาย SCOD ออกไป และไม่มีความชัดเจนในระยะเวลาที่จะได้รับใบอนุญาต รง.4 จากความล่าช้าดังกล่าว ผู้พัฒนาโครงการที่เลยกำหนด SCOD อาจต้องถูกยกเลิกสัญญาตามมติ กกพ. วันที่ 4 มีนาคม 2553 ส่งผลให้เกิดความเสียหายทางธุรกิจกับผู้พัฒนาโครงการ เกิดการร้องเรียนของผู้พัฒนาโครงการอย่างต่อเนื่องมายังคณะกรรมการบริหารฯ ซึ่งมีข้อเสนอแนะ คือ มอบหมายให้ กกพ. เร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี ให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ และกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิงด้วย โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ความสามารถในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ตามศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือก รวมถึงการเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามเป้าหมายตามแผนพัฒนา พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25 % ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) (AEDP 2012-2021) และรายงานผลให้กระทรวงพลังงานทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป
4. เห็นชอบให้ กฟผ. ร่วมกับ กกพ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วอย่างเร่งด่วนและรายงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป
6. เห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการเร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012-2021) โดยมีเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกให้ได้ 25% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศภายในปี 2564 ต่อมาเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ การบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) เพื่อเป็นกรอบในการจัดสรรงบประมาณประจำปี 2557 โดยรัฐบาลได้กำหนดทิศทางการขับเคลื่อนหลักใน 3 ยุทธศาสตร์ ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ (Growth and Competitiveness) (2) ยุทธศาสตร์สร้างโอกาสบนความเสมอภาคและเท่าเทียมกันในสังคม (Inclusive Growth) และ (3) ยุทธศาสตร์การเติบโตบนคุณภาพชีวิตที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Growth)
2. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดทิศทางนโยบายในการขับเคลื่อนการพัฒนาพลังงานให้สอดคล้องกับ ยุทธศาสตร์ประเทศ โดยมีแนวทางนโยบายสำคัญ 7 ข้อ ได้แก่ (1) นโยบาย Energy Bridge เพื่อเชื่อมโยงการค้าน้ำมันจากฝั่งทะเลอันดามัน มายังฝั่งอ่าวไทย ให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการขนส่งน้ำมันของภูมิภาค (2) นโยบายกำหนดราคาน้ำมันเท่ากันทั่วประเทศ (3) นโยบายสำรองเชื้อเพลิงเชิงยุทธศาสตร์ (4) การพัฒนาวิสาหกิจพลังงานทดแทนในชุมชน การผลิตพลังงานจากหญ้าเนเปียร์ สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน เป็นการพัฒนาพลังงานทดแทน (5) การพัฒนาต่อยอดอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องจากภาคเกษตรเพื่อสร้าง New Growth สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับสินค้าภาคเกษตร (6) ด้านอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ และ (7) เรื่องการกำกับราคาพลังงาน ปรับโครงสร้างราคาพลังงานให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3. พพ. ได้ดำเนินการปรับค่าเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ (1) ลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศ (2) เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ (3) เสริมสร้างการใช้พลังงานทดแทนในระดับชุมชนในรูปแบบชุมชนพลังงานสีเขียว (4) สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และ (5) วิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนของไทย ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้ารวมอยู่ที่ 10,628 เมกะวัตต์ โดยเป้าหมายตามแผนมีจำนวนรวม 9,201 เมกะวัตต์ สำหรับสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตความร้อน ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อยู่ที่ 2,990.10 ktoe จากเป้าหมายรวม 9,335 ktoe และสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง ได้แก่ เอทานอล ไบโอดีเซล (B10) และเชื้อเพลิงใหม่ (BHD) อยู่ที่ 1,609.79 ktoe จากเป้าหมายรวม 12,191.42 ktoe
4. การปรับค่าเป้าหมายตาม AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy ดังนี้
4.1 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตไฟฟ้า
(1) พลังงานลม เป้าหมายเดิม 1,200 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 1,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 600 เมกะวัตต์ โดยผลการศึกษาพบว่าในจังหวัดเพชรบูรณ์ กาญจนบุรี ระนอง สุราษฎร์ธานี พัทลุง สงขลา และยะลา มีศักยภาพสามารถติดตั้งกังหันลมผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ และมีข้อมูลจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) พบว่ามีผู้สนใจขอรับการส่งเสริมการลงทุนพัฒนาพลังงานลมเพิ่มเติมอีกมากกว่า 900 เมกะวัตต์(2) พลังงานแสงอาทิตย์ เป้าหมายเดิม 2,000 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 3,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ โดย พน. มีแผนงานส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ บนหลังคาอาคาร (Solar PV Rooftop) โดยมีเป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์(3) พลังงานน้ำ เป้าหมายเดิม 1,608 เมกะวัตต์ (โครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ 1,284 เมกะวัตต์ และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์) เป้าหมายใหม่ ลดลงเหลือ 324 เมกะวัตต์ เนื่องจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ (Pump storage) ไม่ก่อให้เกิดการผลิตพลังงาน ที่เป็นพลังงานทดแทนสุทธิ ดังนั้น จึงเห็นควรกำหนดเป้าหมายการใช้พลังน้ำผลิตไฟฟ้าเฉพาะโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ ขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์(4) พลังงานชีวมวล เป้าหมายเดิม 3,630 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 4,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,170 เมกะวัตต์ เนื่องจากปัจจุบันมีผู้ประกอบการเสนอขอรับการสนับสนุนจากภาครัฐในการตั้งโรง ไฟฟ้า ชีวมวลชุมชนขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 200 โรง รวมกำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ โดยใช้เชื้อเพลิงจากเศษไม้ยางพารา และขอรับการสนับสนุนในรูปอัตราค่าไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) และสำหรับโรงไฟฟ้าจากชีวมวลเดิม โดยเฉพาะโรงงานน้ำตาล พบว่าการปรับปรุงประสิทธิภาพกระบวนการผลิตของโรงงานสามารถเพิ่มกำลังการผลิต ไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์(5) ก๊าซชีวภาพ เป้าหมายเดิม 600 เมกะวัตต์ (จากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์) เป้าหมายใหม่ 3,600 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 3,000 เมกะวัตต์ (จากพืชพลังงาน) ซึ่งในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินโครงการศึกษา วิจัย ต้นแบบวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน (ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน) ซึ่งมีเป้าหมายจัดตั้งต้นแบบโรงงานผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ ขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 12 โรง กระจายตามภูมิภาคต่างๆ เพื่อเป็นต้นแบบในการขยายผลตามเป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์(6) พลังงานจากขยะ จากเป้าหมายเดิม 160 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 400 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 240 เมกะวัตต์ ซึ่ง พน. มีนโยบายส่งเสริมสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาด โดยส่งเสริมให้องค์การบริหารส่วนท้องถิ่น (อบท.) นำขยะมาผลิตพลังงาน(7) พลังงานรูปแบบใหม่ จากเป้าหมายเดิม ได้กำหนดให้ศึกษาพัฒนานำพลังงานรูปแบบใหม่ ได้แก่ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (1 เมกะวัตต์) พลังงานคลื่นหรือกระแสน้ำ และไฮโดรเจน (2 เมกะวัตต์) มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งการดำเนินการส่วนใหญ่จะเป็นงานศึกษาวิจัยและจัดทำต้นแบบ จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมของพลังงานรูปแบบใหม่ไว้ที่ 3 เมกะวัตต์4.2 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
(1) พลังงานแสงอาทิตย์ มีการส่งเสริมการติดตั้งระบบน้ำร้อน/น้ำเย็นแสงอาทิตย์ พัฒนาระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ระดับครัวเรือนที่มีต้นทุนต่ำ พัฒนากลไกภาคบังคับ และส่งเสริมระบบอบแห้งแสงอาทิตย์สำหรับธุรกิจขนาดกลางและขนาดย่อม (SME) ปัจจุบันได้ส่งเสริมนำร่องในอาคารภาครัฐ มีการใช้พลังงานแสงอาทิตย์เพื่อผลิตความร้อน 4.10 ktoe จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมไว้ที่ 100 ktoe(2) พลังงานชีวมวล ส่งเสริมการผลิตและการใช้ Biomass pellets และส่งเสริมระบบผลิตพลังงานความร้อนร่วม ปัจจุบันมีการตั้งโรงงานผลิต Wood pellets ในหลายพื้นที่ มีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินมาใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Wood pellets) ในโรงงานอุตสาหกรรมบางแห่ง ทำให้มีการใช้ชีวมวลเพื่อการผลิตความร้อน 2,688 ktoe และยังมีเศษชีวมวลประเภทเปลือกไม้ยูคาลิปตัส ขี้เลื่อยที่ยังไม่ได้ใช้งานอีกมาก จึงเห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 8,500 ktoe(3) ก๊าซชีวภาพ มีการผลิตก๊าซชีวภาพจากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์เพื่อผลิตความร้อนรวม 253 ktoe เห็นควรคงเป้าหมายเท่าเดิมที่ 1,000 ktoe(4) ขยะ ส่งเสริมให้นำเศษขยะในท้องถิ่นมาผลิต RDF (Refuse Derived Fuel) จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตปูนซีเมนต์ ซึ่งปัจจุบันมีการใช้ขยะเพื่อการผลิตความร้อนรวม 45 ktoe เห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นจากเป้าหมายเดิม 35 ktoe เป็น 200 ktoe4.3 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
(1) เอทานอล ปัจจุบันมีการใช้เอทานอล 2.59 ล้านลิตรต่อวัน จากเป้าหมายในปี 2564 จะมีการใช้เอทานอล 9 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งเป็นเป้าหมายที่เหมาะสม จึงเห็นควรคงเป้าหมายไว้คงเดิม(2) ไบโอดีเซล ปัจจุบันมีการใช้ไบโอดีเซล (B5) 2.88 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2564 มีเป้าหมาย การส่งเสริมให้ใช้ B10 คาดว่าจะมีการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2564 ประมาณ 72 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น จึงเห็นควรปรับเป้าหมายไบโอดีเซลจากเดิม 5.97 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 7.2 ล้านลิตรต่อวัน(3) เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล ปัจจุบันมีแผนการวิจัยและพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล คือ BHD (Bio-Hydrogenated Diesel) ที่สามารถผลิตใช้ในเชิงพาณิชย์ โดยมีแผนการลงทุนที่จะผลิต BHD จากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ดังนั้น เห็นควรปรับลดเป้าหมายลงจากเดิม 25 ล้านลิตรต่อวัน เหลือ 3 ล้านลิตร ต่อวัน ในปี 2564 เพื่อให้เหมาะสมกับสถานะการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพใน ปัจจุบัน(4) ก๊าซชีวภาพอัด (CBG) มีการส่งเสริมโครงการ CBG (Compressed Bio-Methane Gas) เพื่อใช้แทนก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (NGV) ในพื้นที่ที่อยู่ห่างจากท่อส่งก๊าซ ปัจจุบันมีการผลิตก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตเป็น CBG จำหน่ายให้ ปตท. โดยมีโครงการต้นแบบอยู่ที่อำเภอแม่แตง จังหวัดเชียงใหม่ ผลิตก๊าซชีวภาพอัดได้วันละ 6 ตัน ซึ่งมีแผนงานดำเนินการจำนวน 200 แห่ง ดังนั้น เห็นควรตั้งเป้าหมายการผลิตก๊าซชีวภาพ ในภาคขนส่ง 1,200 ตันต่อวัน4.4 สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับค่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ตามแผนการบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป ดังนี้
2. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
3. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
4. สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม พร้อมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Rooftop โดยเชิญผู้แทนจาก พพ. ร่วมดำเนินการ และให้นำเสนอสมมติฐานต่างๆ ให้คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. และ พพ. ได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย (Solar PV Rooftop) เพื่อส่งเสริมระบบผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์บนหลังคาทดแทนโรงไฟฟ้าประเภท Peaking Plant ลดการลงทุนภาครัฐ ทำให้เกิดการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดการใช้ไฟฟ้า ณ Load Center ซึ่งเป็นการสร้างความมั่งคงในด้านการจัดหาพลังงาน
3. คณะกรรมการบริหารฯ เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2556 ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีรายละเอียดผลการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าฯ ดังนี้
3.1 การจัดแบ่งกลุ่มโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา โดยอ้างอิงจากการจัดส่วนแบ่งทางการตลาดของผู้ประกอบการในต่างประเทศ โดยดำเนินการกำหนดขนาดการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา(Solar PV Rooftop) แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 kWp (2) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ที่มีขนาดน้อยกว่า 250 kWp และ (3) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง – ใหญ่/โรงงาน ที่มีขนาดน้อยกว่า 1 MWp3.2 ข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการ พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการ ตามที่ได้รับจาก พพ. ซึ่งสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งในแต่ละประเภทได้ ดังนี้
3.3 สมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาที่อยู่ อาศัย (Solar PV Rooftop) ที่เหมาะสม ดังนี้
3.4 ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคารูปแบบ Feed-in Tariff สรุปการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี สรุปได้ดังนี้
3.5 ผลกระทบค่า Ft สูงสุดจากโครงการ 200 เมกะวัตต์ เท่ากับ 0.51 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
2. เห็นชอบอัตรา FiT สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย(2) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย(3) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250-1,000 kWp อัตรา FiT 6.16 บาทต่อหน่วย
3. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้ง บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในปี 2556 รวมกำลังผลิตติดตั้ง 200 MWp แบ่งเป็น
(1) บ้านอยู่อาศัย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWp(2) อาคารธุรกิจขนาดเล็กและอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWpโดยให้มีการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตลอดจนหลักเกณฑ์ และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม โดยมอบหมายให้ กกพ.พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้น จากโครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ พร้อมนี้ให้จัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service ในส่วนของใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เช่น ใบอนุญาตก่อสร้าง ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ใบอนุญาตพลังงานควบคุม เป็นต้น ทั้งนี้ ในการจัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service นั้น ให้เป็นไปตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายลดหย่อนค่าธรรมเนียมการเชื่อมโยงโครงข่ายและอุปกรณ์ ที่เกี่ยวข้องสำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปกำหนดอัตราการลดหย่อนค่าเชื่อมโยง ที่เหมาะสมต่อไป
6. เห็นชอบให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงพลังงานหารือในรายละเอียดเกี่ยวกับ มาตรการสนับสนุนทางภาษี สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ต่อไป
เรื่องที่ 7 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายมุ่งเน้นการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานให้ สามารถสร้างรายได้ให้ประเทศ เป็นอุตสาหกรรมเชิงยุทธศาสตร์ เพิ่มการลงทุน ในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาเป็นศูนย์กลางเป็นธุรกิจพลังงานของ ภูมิภาคโดยใช้ความได้เปรียบ เชิงภูมิยุทธศาสตร์ ให้สอดคล้องกับแนวทางนโยบายด้านเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นในการสร้างรายได้ โดยการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานปิโตรเลียม และพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ รวมทั้งสร้างการจ้างงานให้แก่ประเทศถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่
2. พน.ได้มีนโยบายในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในระดับชุมชนเพื่อ ส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตพลังงานทดแทนในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation : DG) เป็นการสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ซึ่งเป็นโครงการที่เน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ในชุมชนมาใช้ ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดำเนินการโดย พพ. และ พน. มีแนวคิดที่จะส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โดยจัดทำโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน ที่มุ่งเน้นให้เกิดการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และก่อให้เกิดการสร้าง งาน การกระจายรายได้ในชุมชน
3. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ชุมชน ซึ่งมีแนวทางการดำเนินงานดังนี้
3.1 พน. ร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) จัดทำโครงการฯ โดย พน. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ โดยพิจารณาความเหมาะสมในเชิงพื้นที่ตั้งจากศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับ ความสามารถในการรองรับของระบบสายส่ง และได้กำหนดเป้าหมายในการดำเนินโครงการฯ คือ (1) ส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Solar PV Ground Mount เพื่อผลิตไฟฟ้าปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 800 เมกะวัตต์ (MWp) และ (2) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ขนาดโครงการละ 1 เมกะวัตต์ (MWp) มีเป้าหมายรวม 800 เมกะวัตต์3.2 โครงการฯ ขนาด 1 เมกะวัตต์ มีมูลค่าการลงทุนรวม 58 - 60 ล้านบาท โครงการฯ ทั้งหมด 800 เมกะวัตต์ มีเงินลงทุนรวมประมาณ 48,000 ล้านบาท สามารถขอรับเงินกู้จากสถาบันการเงินของรัฐในสัดส่วนร้อยละ 100 (ธนาคารออมสินหรือธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร)3.3 การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ มีแนวคิดและสมมติฐานดังนี้3.3.1 แนวคิดในการกำหนดผลตอบแทนการลงทุน (1) โครงการฯ สามารถลดภาระเงินกู้ได้ภายใน 3 ปีแรก (2) โครงการฯ มีกระแสเงินสดเพียงพอในการชำระคืนเงินกู้ตลอดระยะเวลาการกู้ 10 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ ในช่วงปีที่ 10 เป็นต้นไป จะมีค่าใกล้เคียงกับค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยของประเทศที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (Parity to Public Grid) เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานสะอาดและไม่เป็นภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในระยะยาวdd>3.3.2 สมมติฐานด้านเทคนิคและการเงินในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษของโครงการฯ (1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1 MWp (Ground Mount) (2) เงินลงทุนระบบรวม 58-60 ล้านบาท (3) ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ร้อยละ 1.3 (4) ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 15 (5) อัตราการเสื่อมสภาพของแผงโซล่าร์ร้อยละ 0.5 ต่อปี (6) อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.50 (7) ระยะเวลาการกู้ (Debt term) 10 ปี (8) การขอรับ BOI ปีที่ 1-8 ยกเว้นภาษีร้อยละ 30 ปีที่ 9-13 เสียภาษีร้อยละ 15 และ (9) ระยะเวลาการสนับสนุนโครงการฯ 25 ปี3.3.3 ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ (1) ในช่วงปีที่ 1-3 กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ในอัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ Adder อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน) พบว่าโครงการฯ จะมีกระแสเงินสดเพียงพอ ในการชำระคืนเงินกู้ได้อย่างมีนัยสำคัญ และให้การสนับสนุนในรูปแบบ FiT 6.50 บาทต่อหน่วย ในช่วงปีที่ 4-10 จะทำให้โครงการฯ มีรายได้รับเฉลี่ยประมาณ 2.0 ล้านบาทต่อปี และ (2) ช่วงปีที่ 11-25 กำหนดอัตรา รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นช่วงที่โครงการฯ หมดภาระหนี้สินกับทางสถาบันการเงินเรียบร้อยแล้ว จะทำให้โครงการฯ มีกระแสเงินสดรับเฉลี่ย 4.0 ล้านบาทต่อปี3.3.4 สรุปผลการวิเคราะห์ ได้ดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ ปีที่ 1-3 FiT ที่อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย ปีที่ 4-10 FiT ที่อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย และปีที่ 11-25 FiT ที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) ผลตอบแทนของโครงการฯ Project IRR ร้อยละ 12.1 โดยกำหนดระยะเวลาคืนทุน 7 ปี และDSCR (Debt Service Coverage ratio) หรือความสามารถในการชำระหนี้กำหนดให้ไม่ต่ำกว่า 1.2 และ (3) ผลตอบแทนในรูปกระแสเงินสด ดังตาราง
3.4 ขั้นตอนการดำเนินโครงการฯ มอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการฯ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผล การคัดเลือกให้ กพช. ทราบ3.5 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินโครงการฯ มีดังนี้ (1) เกิดการกระจายรายได้สู่ชุมชน คิดเป็นรายได้รวมสุทธิรวม 63,598 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการฯ 25 ปี (2) ส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด ในประเทศในรูปแบบระบบผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ โดยมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์รวม 26,280 ล้านหน่วย ตลอดอายุโครงการ 25 ปี หรือคิดเป็น 32.85 ล้านหน่วยต่อ 1 เมกะวัตต์ และ (3) สร้างการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าระดับชุมชมและลดกระแสการต่อต้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าตลอดจนลดภาระการลงทุน จากภาครัฐ3.6 กำหนดให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557 และผลกระทบค่า Ft สูงสุด ในการดำเนินโครงการฯ 800 เมกะวัตต์ เท่ากับ 3.63 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก กฟผ. ของ กฟน. และ กฟภ. เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก “โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” โดยมีเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งรวม 800 MWp
2. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับ “โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” ในอัตราพิเศษดังนี้
(1) ปีที่ 1 - 3 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย(2) ปีที่ 4 - 10 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย(3) ปีที่ 11 - 25 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วยโดยให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่ง ชาติ (สทบ.) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ตามแนวทางการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงดำเนินการคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการโดย คำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผลการคัดเลือกให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
5. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ต่อไป โดยให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.09 และ 95.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัจจัยสภาพเศรษฐกิจของยุโรปที่ดีขึ้น รวมทั้งธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) มีมติให้คงอัตราดอกเบี้ยระยะสั้นจนกว่าอัตราการว่างงานจะลดลง และจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของชาติตะวันตกส่งผลให้เกิดความกังวลต่ออุปทาน น้ำมันดิบ ประกอบกับจีนมีการนำเข้าน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 7 จากปีก่อน และในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 101.68 และ 91.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ปรับลดคาดการณ์การขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกในปี 2556 และปี 2557 ลงมาอยู่ที่ร้อยละ 3.3 และ 4.0 ตามลำดับ รวมทั้งแหล่งผลิตน้ำมันดิบในทะเลเหนือได้กลับมาดำเนินการผลิตทำให้คลายความ กังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.32 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจาก IMF ปรับลดคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของจีนในปี 2556 ลงจากร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 7.75 ส่วนน้ำมันดิบเวสต์เท็กซัสในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 95.74 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากการที่ตลาดเชื่อมั่นว่าธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) จะยังดำเนินนโยบายผ่อนคลายเชิงปริมาณ (QE) เพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ หลังจาก GDP ของสหรัฐอเมริกาในไตรมาส 1 ขยายตัวต่ำกว่าที่คาดการณ์
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 122.98, 129.78 และ 132.75 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา จากความกังวลต่ออุปทานตึงตัว หลังจาก Hess Corp. ประกาศขายโรงกลั่นซึ่งตั้งอยู่บริเวณรัฐนิวเจอร์ซีย์ และจากการนำเข้าที่เพิ่มขึ้นของประเทศแถบตะวันออกกลางและเวียดนาม ส่วนในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 113.95, 110.77 และ 116.77 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุปสงค์ในอินโดนีเซียลดลง และจีนมีการกลั่นในประเทศเพิ่มขึ้นทำให้มีการส่งออกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 117.85, 114.75 และ 119.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นของอินเดีย ศรีลังกาและอินโดนีเซีย ขณะที่โรงกลั่นของไต้หวันลดการส่งออกในเดือนมิถุนายน อีกทั้งมีความต้องการจากเวียดนามและมาเลเซียประกอบกับความต้องการน้ำมันที่ ปรับตัวสูงขึ้นจากอินโดนีเซียเนื่องจากเกิดการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติทำให้ต้อง ใช้น้ำมันในการผลิตไฟฟ้าแทน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับการไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและ ค่าโดยสาร กบง. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 – 30 มิถุนายน 2556 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 ของน้ำมันเบนซิน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 9.70, 3.50, -0.90, -11.40, 1.40 และ 2.10 บาทต่อลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ และราคาน้ำมันตลาดโลกที่เปลี่ยนแปลง ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 อยู่ที่ระดับ 46.35, 38.83, 33.88, 22.78, 36.38 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ได้ตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ถึงเดือนมิถุนายน 2556 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ส่วนราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการปรับราคาตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ทำให้ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมอยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม ในส่วนการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 – มิถุนายน 2556 ได้มีการชดเชยการนำเข้าเป็นเงิน 112,782 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 ถึงมิถุนายน 2556 เป็นเงินประมาณ 30,112 ล้านบาท
5. สถานการณ์การผลิตเอทานอล มีผู้ผลิตเอทานอล 21 ราย กำลังการผลิตรวม 4.02 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 19 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 2.38 ล้านลิตรต่อวัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 21.39, 23.59, 23.36, 23.12, 26.19 และ 23.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน 12 ราย กำลังการผลิตรวม 4.95 ล้านลิตรต่อวัน การผลิตจริงอยู่ที่ประมาณ 2.47 ล้านลิตรต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 28.64, 28.77, 28.48, 27.89, 26.00 และ 28.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 มีทรัพย์สินรวม 17,725 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 14,470 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 14,296 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 174 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 3,256 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ NGV ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2556 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 8,616 ตันต่อวัน (310 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) สถานีบริการ NGV จำนวนรวม 486 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 466 สถานี ครอบคลุม 54 จังหวัด และมีจำนวนรถ NGV สะสม 413,007 คัน แบ่งเป็นรถเบนซิน 238,993 คัน รถดีเซล 43,403 คัน และรถ OEM 130,611 คัน
2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 พน. ได้เห็นชอบแผนการขยายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แผนระยะสั้น มุ่งเน้นการแก้ไขปัญหาสถานี NGV ที่มีคิวยาวในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล (2) แผนระยะกลาง เพิ่มกำลังการผลิตและจัดสรรก๊าซฯ เพื่อแก้ปัญหาก๊าซฯ ไม่เพียงพอ และ (3) แผนการขายก๊าซฯ จากแนวท่อ ทั้งนี้ ในปี 2556 ไตรมาส 2 ปตท. สามารถเพิ่มปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ ได้สูงสุด ในเดือนพฤษภาคม 2556 ปริมาณ 8,746 ตันต่อวัน เมื่อเทียบกับยอดจำหน่ายสูงสุดของปีที่ผ่านมาในเดือนธันวาคม 2555 ซึ่งเท่ากับ 7,998 ตันต่อวัน โดยได้ขยายกำลังการผลิตสถานีหลัก NGV 3 สถานีแล้วเสร็จ ประกอบด้วย สถานีหลักเทพารักษ์ (กรุงเทพฯ) สถานีหลักลาน-กระบือ (กำแพงเพชร) สถานีหลักน้ำพอง (ขอนแก่น) และอยู่ระหว่างดำเนินการขยายสถานีหลักจะนะ (สงขลา) คาดว่าจะสามารถดำเนินการให้บรรลุตามเป้าหมายการเพิ่มปริมาณจำหน่ายสูงสุดได้ 1,646 ตันต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 20 ภายในสิ้นปี 2556
3. การแก้ไขปัญหาคิวรอเติมก๊าซฯ ในเขตกรุงเทพฯและปริมณฑล ปตท. ได้จัดหารถขนส่งก๊าซฯ เพื่อเพิ่มกำลังการจัดส่งอีก 100 ตันต่อวัน พร้อมทั้งสื่อสารเพื่อรณรงค์ให้ใช้บริการสถานีแนวท่อฯ และหลีกเลี่ยงการใช้สถานีบริการเวลาเดียวกับรถแท็กซี่ ตลอดจนมีแผนการขยายสถานีในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลจำนวน 9 สถานี (สร้างสถานีใหม่ 2 สถานี ก่อสร้างในสถานีน้ำมัน 5 สถานี และขยายสถานีเดิม 2 สถานี) ต่อมา ปตท. ได้เร่งดำเนินการเพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซฯ จากแนวท่อฯ สำหรับภาคขนส่ง (Ex Pipeline) ซึ่งมีผู้ประกอบการขนส่งและรถโดยสารลงนามในบันทึกข้อตกลงเบื้องต้นกับ ปตท. แล้วจำนวน 6 ราย มีปริมาณตกลงซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 150 ตันต่อวัน เทียบเท่ารถใหญ่ประมาณ 1,000 คันต่อวัน
4. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติให้องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพฯ (ขสมก.) กู้เงินในวงเงิน 13,162.30 ล้านบาท ในการจัดซื้อรถโดยสารที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (NGV) จำนวน 3,143 คัน เพื่อทดแทนรถโดยสารเดิมที่ใช้น้ำมันดีเซล ซึ่ง ปตท. ได้จัดทำแผนการดำเนินการเพื่อรองรับกับรถโดยสารดังกล่าว ดังนี้ (1) แผนการจัดหารถโดยสาร NGV ของ ขสมก. โดยดัดแปลงรถโดยสารดีเซลเดิมให้เป็น NGV จำนวน 323 คัน เริ่มทยอยส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 ถึงปัจจุบันจำนวน 101 คัน คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2556 (ประมาณ 25-30 คันต่อเดือน) (2) การจัดหารถโดยสาร NGV ใหม่จำนวน 3,183 คัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทำข้อกำหนดการจัดซื้อจัดจ้าง คาดว่าจะส่งมอบรถงวดแรกในเดือนมิถุนายน 2557 และส่งมอบรถได้ครบตามจำนวนภายใน 18 เดือน (250 คันต่อเดือน) และ (3) สรุปรถโดยสาร NGV ขสมก. ตามแผนจำนวนทั้งสิ้น 3,651 คัน (รถโดยสาร NGV เดิม 145 คัน)
5. แผนการจัดหาสถานีบริการ NGV รองรับรถโดยสาร NGV แบ่งเป็น (1) แผนระยะสั้น โดย ปตท. ปรับปรุงสถานีบริการ NGV ในอู่ ขสมก. ซึ่งปัจจุบันมี 3 สถานี (อู่รังสิต อู่แสมดำ และอู่บางเขน) พร้อมทั้งจัดเตรียมสถานีบริการ NGV ทั่วไป (แนวท่อ) จำนวน 16 สถานี ในเส้นทางเดินรถของ ขสมก. โดยมีเงื่อนไขให้ใช้บริการเฉพาะช่วงเวลาที่กำหนด (กลางคืน) และ (2) แผนระยะยาว โดย ขสมก. จะส่งมอบพื้นที่อู่ ขสมก. ใหม่ 5 พื้นที่ ซึ่งอยู่ใกล้แนวท่อส่งก๊าซฯ สำหรับก่อสร้างสถานีบริการ NGV (พระประแดง กัลปพฤกษ์ กำแพงเพชร 2 บรมราชชนนี และศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะ) หากก่อสร้างสถานีบริการ NGV ใน 5 พื้นที่ดังกล่าวแล้วเสร็จ ปตท. ขอให้ ขสมก. นำรถที่เคยใช้บริการสถานีบริการ NGV แนวท่อ มาใช้บริการในอู่ ขสมก. แทนทั้งหมด ซึ่ง ขสมก. ขอพิจารณาในรายละเอียดของแผนการเดินรถอีกครั้ง และกรณีที่ ขสมก. ไม่สามารถส่งมอบพื้นที่ให้ ปตท. ได้ หาก ปตท. สามารถหาจัดหาพื้นที่ที่ใกล้เคียงได้ ขสมก. ยินดีที่จะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการจัดหาพื้นที่
6. การจำหน่าย NGV ให้ ขสมก. ในราคาที่สะท้อนต้นทุนจริง ซึ่ง ขสมก. ขอรับไปพิจารณา โดยอาจจำเป็นต้องขอปรับค่าโดยสารเพิ่มขึ้น รวมทั้ง ปตท. และ ขสมก. ตกลงร่วมกันที่จะใช้ระบบฟลีทการ์ด (Fleet Card) ในการซื้อขายก๊าซ NGV ทั้งนี้ ปัญหาอุปสรรคในการดำเนินการ ได้แก่ (1) ปัจจุบัน ปตท. ยังไม่ได้รับมอบพื้นที่เพื่อก่อสร้างสถานีบริการ NGV 5 พื้นที่ตามที่ได้ระบุในแผนระยะยาว ซึ่งล่าช้ากว่าแผนมาก (การก่อสร้างใช้เวลา 24 เดือน นับจากได้รับมอบพื้นที่) ทำให้รถโดยสาร NGV ขสมก. ยังคงต้องใช้บริการในสถานีบริการ NGV ที่ได้ระบุไว้ในแผนระยะสั้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อการให้บริการลูกค้าทั่วไปซึ่งมีความต้องการเพิ่มขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง และ (2) ขสมก. แจ้งว่ามีความจำเป็นต้องเติมก๊าซ 2-3 ครั้งต่อวัน จึงต้องมาใช้บริการสถานีบริการ NGV ทั่วไป นอกเหนือจากเวลาที่ ปตท. กำหนด
7. พน. ได้หารือร่วมกับ กรมโยธาธิการและผังเมือง และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการตีความว่าสถานีบริการก๊าซธรรมชาติหลักเป็นโรงงานตามพระราช บัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 หรือไม่ ซึ่งสรุปได้ดังนี้ (1) กรมโยธาธิการและผังเมืองให้ความเห็นว่า กระทรวงอุตสาหกรรมไม่สามารถออกใบ รง.4 ให้กับ ปตท. ในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานในผังเมืองได้ แม้ว่ากระทรวงอุตสาหกรรมจะออกใบ รง.4 ให้กับสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ ทำให้สถานีบริการก๊าซธรรมชาติแห่งนั้นก็ไม่สามารถประกอบการได้ เนื่องจากทำผิดตามกฎหมาย ผังเมือง โดยมีแนวทางแก้ไข 2 แนวทางคือ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายของผังเมือง ซึ่งใช้เวลาค่อนข้างนาน และแนวทางที่ 2 แก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎหมายกระทรวงที่ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน เป็นการแก้ไขที่ตรงประเด็นและสามารถดำเนินการได้รวดเร็ว และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ให้ความเห็นว่ากระทรวงอุตสาหกรรมไม่มีอำนาจในการออกใบ รง.4 ให้กับผู้ประกอบการเพื่อก่อสร้างโรงงานในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานตาม กฎหมายผังเมือง และเห็นว่าแนวทางแก้ไขปัญหาที่เหมาะสมคือการแก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎกระทรวงที่ ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ให้ความเห็นและยกร่างไว้แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2556 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าดังกล่าวต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อทราบแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้พิจารณาเกี่ยวกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน เพื่อส่งเสริมการปลูกหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เพื่อนำไปหมักเป็นก๊าซชีวภาพผลิตพลังงาน ของ พพ. และได้มีมติให้ พน. จัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์ รวมทั้งให้ พน. ดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน รวมทั้งให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท และให้รายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป ทั้งนี้ ผู้แทนกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ได้มีข้อสังเกตเกี่ยวกับการควบคุมการขยายพันธุ์หญ้าเนเปียร์ว่าอาจเกิดปัญหา ลักษณะเดียวกับการกระจายพันธุ์ของหญ้าขจรจบ และต้นไมยราบยักษ์
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2556 พน. ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงาน ต่อมา พพ. ได้สอบถามข้อมูลการขยายพันธุ์ของหญ้าเนปียร์ และข้อคิดเห็นต่อประเด็นข้อสังเกตของ กษ. ไปยังกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ ซึ่งกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ มีความเห็นเหมือนกันว่าหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เป็นหญ้าที่ดอกไม่ติดเมล็ด และตามที่ได้นำเข้ามาปลูกในประเทศไทยประมาณ 30 ปี ไม่เคยพบว่าเป็นวัชพืช และไม่เคยพบการกระจายพันธุ์โดยเมล็ดเหมือนหญ้าขจรจบ หรือต้นไมยราบยักษ์ จึงไม่เป็นปัญหาการเป็นวัชพืชในอนาคต ทั้งนี้ได้นำเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อรับทราบแล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2556 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้อนุมัติเงินปีงบประมาณ 2556 แผนพลังงานทดแทน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ให้ พพ. เพื่อดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2556 พพ. ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการของสถาบันการศึกษา และปิดรับข้อเสนอแล้วเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 ซึ่งมีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการจำนวน 2 ราย คือ มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี ปัจจุบันอยู่ระหว่างพิจารณาข้อเสนอของมหาวิทยาลัยทั้งสองแห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 – 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และมอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อ ไฟฟ้าจากเอกชน (IPP) รอบใหม่ รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม และกำหนดแนวทางการดำเนินงานให้ กกพ. ดำเนินการ ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า เพื่อทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำระเบียบ หลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
2. การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และจัดทำเอกสารรายละเอียดการยื่นประมูล (Request for Proposals: RFP) กำหนดการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2564-2569 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ โดยแต่ละปีสามารถเสนอปริมาณไฟฟ้าเข้าระบบได้ไม่เกิน 1,250 เมกะวัตต์ (2) การเปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวม 89 ราย (3) ตอบและชี้แจงคำถามให้แก่ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นลายลักษณ์อักษรรวมทั้งปรับปรุง เงื่อนไขเพิ่มเติม (4) จัดสัมมนาชี้แจงและตอบข้อซักถามจากผู้ซื้อเอกสาร RFP (Pre-bid Conference) และ (5) ณ วันที่ 29 เมษายน 2556 มีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 9 ราย
3. กกพ. ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอขายไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน RFP โดยดำเนินการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคและข้อเสนอด้านราคาตามหลักเกณฑ์และ เงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน RFP ซึ่งกำหนดขั้นตอนเป็น 3 ระยะ คือ (1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาคุณภาพและความถูกต้อง ครบถ้วนสมบูรณ์ตามเงื่อนไขที่กำหนดใน RFP ซึ่งมีผู้ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคจำนวน 6 ราย จากผู้ยื่นข้อเสนอ 9 ราย (2) การพิจารณาข้อเสนอด้านราคา กกพ. เปิดซองข้อเสนอด้านราคา มีผู้ยื่นข้อเสนอทั้ง 6 ราย ร่วมเป็นสักขีพยาน พบว่าข้อเสนอทั้ง 6 ราย ผ่านการประเมินความถูกต้อง ในส่วนการประเมินข้อเสนอด้านราคา กกพ. โดยได้ตรวจสอบแบบจำลองการประเมิน และข้อเสนอด้านราคา รวมทั้งตรวจสอบค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ และได้กำหนดเงื่อนไขการจัดกลุ่มผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโดยพิจารณาจาก RFP และ (3) การเจรจารายละเอียดในสัญญาและลงนามสัญญา ตามที่กำหนดใน RFP เมื่อประกาศผลการประมูลด้านราคาแล้วจะเป็นการเจรจาสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. กับผู้ชนะข้อเสนอด้านราคา ซึ่ง กกพ. จะกำกับการเจรจาสัญญาและนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ ความเห็นชอบก่อนให้ กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามขั้นตอน
4. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้พิจารณากลุ่มข้อเสนอและปัจจัยต่างๆ ตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ใน RFP และได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินข้อเสนอด้านราคาและรายชื่อผู้ที่ได้รับการ คัดเลือก ดังนี้
5. กกพ. ได้นำเสนอผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้ กพช. เพื่อทราบ และ กกพ. จะกำกับการเจรจารายละเอียดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน Request for Proposals และเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนลงนามในสัญญา ตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบให้ พน.ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ตามที่บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนต่อ ไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
2. เมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 พน. ได้มีหนังสือถึง กกพ. โดยกำหนดกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ ควรพิจารณาให้สอดคล้องกับระยะเวลาของปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่สามารถจัดหาได้ตลอดอายุโครงการ และอายุการใช้งานของโรงแยกก๊าซฯ ที่ขนอม (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากการที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว (3) การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม รับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และเปิดเผยข้อมูลการดำเนินการเพื่อให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการดำเนินการโรง ไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามนโยบายของรัฐ และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การดำเนินการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม พ.ศ. 2555 และเห็นชอบให้ สกพ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อประเมินข้อเสนอทางเทคนิคและจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ ในการเจรจา รวมทั้งการประเมินการประหยัดเงินลงทุนจากการใช้ประโยชน์ของโครงสร้างพื้นฐาน และสาธารณูปโภคที่มีอยู่แล้ว
3. EGCO ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการก่อสร้างใหม่โรงไฟฟ้าในพื้นที่โรงไฟฟ้าขน อมต่อ สกพ. ประกอบด้วย ข้อเสนอทางด้านเทคนิค ข้อเสนอทางด้านราคา ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2007 พร้อม Evaluation Model 2007 ประกอบสัญญา และข้อมูลการประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิม โดย EGCO ได้เสนอราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และที่ปรึกษาได้ประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิมของโรงไฟฟ้าขน อม สรุปได้ว่ามีค่าใช้จ่ายที่ประหยัดได้จำนวน 900.00 ล้านบาท
4. คณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม มีการดำเนินงานดังนี้
4.1 การพิจารณาข้อเสนอทางด้านเทคนิคของ EGCO พบว่ามีความถูกต้องครบถ้วนตามที่ประกาศฯ กำหนด ได้แก่ (1) กำลังการผลิตติดตั้ง 930 เมกะวัตต์ สร้างบนพื้นที่ว่างของโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (Brown Field) สามารถก่อสร้างและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. ได้ในเดือนกรกฎาคม 2559 และการดำเนินการไม่ส่งผลกระทบ อโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (2) ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และออกแบบให้ใช้น้ำมันดีเซล เป็นเชื้อเพลิงสำรองได้ (3) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ประเภท Single Shaft โดยระบุ Heat Rate ซึ่งมีค่า Heat Rate ดีกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย (IPP) โรงไฟฟ้าจะนะ 2 โรงไฟฟ้าวังน้อย 4 และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 2 (4) มีการเดินเครื่องในลักษณะ Base Load เป็นหลัก และ (5) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ มีอายุ 25 ปี4.2 การจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการเจรจา กำหนดให้ใช้โรงไฟฟ้าอุทัยที่ได้ลงนามในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้วและมีกำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในปี 2558 พบว่าโรงไฟฟ้าอุทัยที่มีสมมติฐานเทียบเคียงกับโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งสามารถนำมา เปรียบเทียบกันได้ มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price: LUP) 2.8040 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ส่วนข้อเสนอราคาของ EGCO อยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าโรงไฟฟ้าขนอมมี LUP สูงกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย 0.0048 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง จึงเห็นควรเจรจาให้ EGCO ปรับลดราคาที่เสนอลง ซึ่ง EGCO ได้ปรับราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7967 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อปรับอัตราแลกเปลี่ยนให้เป็นปัจจุบัน (30.8435 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง4.3 โครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่ได้ศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมอย่างครบถ้วน มีความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า แล้ว และเมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2556 คณะกรรมการผู้ชำนาญการ ได้มีมติให้ความเห็นชอบรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมของโครงการ4.4 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ใช้ในการประมูลรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ปี 2012 รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของสำนักงานอัยการสูงสุดต่อร่างสัญญาดังกล่าวมาใช้ เป็นต้นแบบในการเจรจาและพิจารณาปรับเปลี่ยนในบางประเด็นเพื่อให้สอดคล้องกับ ลักษณะเฉพาะ ของโครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่
5. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกันจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาท ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งร่างสัญญาดังกล่าวจัดทำมาจากต้นร่างสัญญาฉบับเดียวกับสัญญาที่ใช้ กับการประมูล IPP ในปี 2555 ซึ่งผ่านการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ ร่างสัญญาดังกล่าวเป็นที่ยอมรับร่วมกันระหว่างคู่สัญญาและการตรวจสอบจากทั้ง สองฝ่ายแล้ว และเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกับ EGCO สำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามที่ กกพ. เสนอ ทั้งนี้ สกพ. ได้มีหนังสือแจ้งให้ กฟผ. และ EGCO ซึ่งเป็นคู่สัญญาทราบและนำร่างสัญญาที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปดำเนินการใน ส่วนที่เกี่ยวข้องและลงนามในสัญญาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ 2552 และ 2553 ของ กกพ. สรุปได้ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2552 กกพ. และ สกพ. ดำเนินงานภายใต้ยุทธศาสตร์การกำกับกิจการพลังงาน ปี 2551 – 2555 ได้แก่ การออกใบอนุญาตกำกับดูแลและปกป้องผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานชุมชน และประเทศ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ยึดหลักความเป็นธรรม และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้ ส่งเสริมการมี ส่วนร่วมในการพัฒนาระบบพลังงาน โดยจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง ส่วนผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2553 มีผลงานที่สำคัญ ได้แก่ กำกับดูแลมาตรฐานการบริการ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานตามเวลาที่กำหนด การกำกับดูแลอัตราค่าบริการไฟฟ้าและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติให้สะท้อน ต้นทุน เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นธรรม กำกับการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันอย่างเป็นธรรม รวมทั้ง ส่งเสริมการมีส่วนร่วมของประชาชนผู้ใช้พลังงาน โดยการกระจายการกำกับดูแลกิจการพลังงานสู่ภูมิภาค ตลอดจนการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง โดยอาศัยระบบบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ และเป็นที่ยอมรับในระดับสากล2.2 รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ โดยปีงบประมาณ 2552 ณ วันที่ 30 กันยายน 2552 มีรายได้จากการดำเนินงาน 558,044,371.20 บาท เมื่อหักค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 27,308,728.92 บาท และ ในปีงบประมาณ 2553 ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้จากการดำเนินงาน 596,880,107.40 บาท เมื่อ หักค่าใช้จ่ายต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 58,362,925.11 บาท2.3 แผนการดำเนินงานปีงบประมาณ 2553 กกพ. ได้ปรับแผนการดำเนินงานโดยให้ความสำคัญและมุ่งเน้นการสร้างประสิทธิภาพและ ประสิทธิผลของกิจการพลังงาน ได้แก่ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ มุ่งเน้นการกำกับอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เกิดความเป็นธรรม การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลราคาซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน ศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน (Bidding) การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้และปลอดภัย ส่งเสริมการมีส่วนร่วมและเตรียมความพร้อมในการกระจายงานกำกับดูแลออกสู่ ภูมิภาคมากขึ้น ส่วนแผนการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2554 พิจารณาถึงความพึงพอใจของผู้มีส่วนได้เสียต่อการกิจการพลังงาน รวมถึงขีดความสามารถในการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศ ให้เทียบเคียงได้ในระดับสากล ได้แก่ การรับฟังความคิดเห็นโครงการที่อาจก่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนอย่างรุนแรง ศึกษาวิจัยศักยภาพและแนวทางการพัฒนาโครงการ Demand Response ของประเทศ จัดทำหลักเกณฑ์และคู่มือการกำหนดค่าทดแทนทรัพย์สินในเขตระบบโครงข่ายพลังงาน การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง การพัฒนาศักยภาพเครือข่ายคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้มีส่วนได้เสีย
3. เมื่อ กพช. ได้มีมติรับทราบแล้ว สกพ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และ ผู้ที่เกี่ยวข้องตามที่กฎหมายกำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ปีงบประมาณ 2555 – 2557 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 120 ล้านบาท โดยจัดสรรเงินปีละ 40 ล้านบาท และให้คงเงินสำรองไว้ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติ ทั้งนี้ คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ธพ. พพ. และกรมบัญชีกลาง โดยแบ่งหมวดรายจ่ายเป็น 6 หมวด ดังนี้ (1) การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา (2) การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ (3) เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม (4) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา (5) การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และ (6) ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ซึ่งในปีงบประมาณ 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุน โดยเน้นเรื่องการ ให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพื่อสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากร ซึ่งได้อนุมัติค่าใช้จ่าย ในหมวดต่างๆ 3 หมวด ประกอบด้วย หมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม และหมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 28,504,570.00 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 17,723,049.71 บาท ผูกพันไปปี 2556 เป็นจำนวนเงิน 6,593,412.98 บาท
3. ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 กองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุนเป็นเงิน 435,161,483.95 บาท และ งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2555 มีค่าใช้จ่ายสูงกว่ารายได้ 1,884,620.46 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
- กพช. ครั้งที่ 145 - วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556 (3096 Downloads)