![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาจ้างเหมาบริการบุคคลธรรมดา เพื่อสนับสนุนการปฏิบัติงาน ลักษณะงาน การเงินและบัญชี 1 กลุ่มกองทุนพลังงาน สำนักงานเลขานุการกรม สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ทิศทางพลังงานไทย
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาจ้างเหมาบริการจัดเก็บและดูแลรักษาเอกสาร โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
นิทรรศการนโยบายยานยนต์ไฟฟ้าฯ
กบง.ครั้งที่ 12/2565 (ครั้งที่ 50) วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2565 (ครั้งที่ 50)
วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2565
1. การขยายระยะเวลามาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การขยายระยะเวลามาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (โครงการฯ) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนเมษายน 2565 - เดือนมิถุนายน 2565 รวมเงินงบประมาณ 200,000,000 บาท โดยเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 199,650,000 บาท แก่ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธี การเบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงาน (พน.) ได้รับงบประมาณเพิ่มเติมอีก 7,367,140 บาท รวมเป็นงบประมาณทั้งสิ้น 207,017,140 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ อีก 3 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 - เดือนกันยายน 2565 เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในช่วงดังกล่าว และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้ดำเนินโครงการฯ สำหรับผู้ใช้สิทธิ 4,000,000 ราย รวมเงินงบประมาณ 220,000,000 บาท โดยเมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 ครม. ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 220,000,000 บาท ให้ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการเบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกันเช่นเดียวกับคราวแรก
2. ระหว่างวันที่ 1 เมษายน 2565 - วันที่ 30 มิถุนายน 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 3,599,368 ราย ใช้งบประมาณ 197,910,359.32 บาท ซึ่งในเดือนกรกฎาคม 2565 ธพ. ได้รายงานผลการดำเนินการให้สำนักงบประมาณทราบ และคืนเงินงบประมาณเหลือจ่ายจำนวน 9,106,780.68 บาท สำหรับเดือนกรกฎาคม 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 3,353,012 ราย ใช้งบประมาณ 184,407,068.35 บาท และวันที่ 1 - 14 สิงหาคม 2565 มีการใช้สิทธิ 388,932 ราย ใช้งบประมาณ 21,388,465.95 บาท จึงเหลืองบประมาณอีก 14,204,465.70 บาท สำหรับการใช้สิทธิ อีก 258,056 ราย เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ธพ. จึงปรับคาดการณ์จำนวนผู้ใช้สิทธิระหว่างเดือนกรกฎาคม 2565 - เดือนกันยายน 2565 จาก 4,000,000 ราย เงินงบประมาณ 220,000,000 บาท เป็น 5,500,000 ราย เงินงบประมาณ 302,500,000 บาท โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างเสนอขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพิ่มเติม สำหรับการใช้สิทธิอีก 1,500,000 ราย เป็นเงินงบประมาณ 82,500,000 บาท
3. การขอขยายระยะเวลาโครงการฯ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) เหตุผลและความจำเป็น เนื่องจากระยะเวลาโครงการฯ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 30 กันยายน 2565 ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ยังอยู่ในระดับสูง ดังนั้นเพื่อให้ความช่วยเหลือเป็นไปอย่างต่อเนื่องจึงต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ (2) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีกประมาณ 3 เดือน (3) ระยะเวลาดำเนินการ วันที่ 20 ตุลาคม 2565 - วันที่ 31 ธันวาคม 2565 (4) วงเงินงบประมาณ คาดว่าจะใช้งบประมาณ 302,500,000 บาท โดยคำนวณจากการคาดการณ์ว่าการขยายระยะเวลายกระดับความช่วยเหลือเพิ่มขึ้นอีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จะจูงใจให้มีผู้ใช้สิทธิ์ระหว่างเดือนตุลาคม 2565 - เดือนธันวาคม 2565 รวมประมาณ 5,500,000 ราย จากการที่พบว่าช่วงเดือนเมษายน 2565 - เดือนมิถุนายน 2565 มีการใช้สิทธิรวม 3,599,368 ราย ในขณะที่เดือนกรกฎาคม 2565 เพียงเดือนเดียวมีผู้ใช้สิทธิเพิ่มขึ้นเป็น 3,353,012 ราย (5) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย พน. นำเรื่องเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการฯ โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น เมื่อพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 มีผลบังคับใช้ พน. จะจัดทำคำขอรับงบประมาณไปยังสำนักงบประมาณ ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) และ (6) การขยายระยะเวลาโครงการ และขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย ธพ. จะแจ้งให้กรมบัญชีกลางทราบเพื่อเตรียมความพร้อมในส่วนที่เกี่ยวข้องโดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินโครงการได้ภายในวันที่ 20 ตุลาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีกประมาณ 3 เดือน (วันที่ 20 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565)
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานนำเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการอีกประมาณ 3 เดือน (วันที่ 20 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565) โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จำนวน 302,500,000 บาท เมื่อพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 มีผลบังคับใช้ และจัดทำคำขอรับงบประมาณเพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 จำนวน 302,500,000 บาท เสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 29 มีนาคม 2565 วันที่ 19 เมษายน 2565 และวันที่ 10 พฤษภาคม 2565 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบมาตรการเร่งด่วนเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องมาจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป โดยมีมาตรการด้านไฟฟ้าในการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม – เดือนสิงหาคม 2565 โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าจำนวน 23.38 สตางค์ต่อหน่วย โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ต่อมา เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2565 และวันที่ 11 กรกฎาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) ในการประชุมผู้บริหารกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดทำข้อมูลประกอบการพิจารณาแนวทางกำหนดนโยบายอัตรา ค่าไฟฟ้าเพื่อบริหารจัดการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ควบคู่กับการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อย โดยให้นำเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็น ซึ่ง กกพ. ได้รายงานผลการพิจารณาดังกล่าวต่อ รมว.พน. ตามที่ได้รับนโยบายจาก การประชุมหารือร่วมกับนายกรัฐมนตรี กระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2565 รมว.พน. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. นำข้อมูลดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565 กกพ. ได้เห็นชอบแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ตามที่สำนักงาน กกพ. ได้ประสานข้อมูลจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและการใช้พลังงานไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2565 ร่วมกับการไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และนำผลการพิจารณาการปรับค่า Ft ตามการพิจารณาของ กกพ. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2565 มาเป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน เพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้
2.1 เหตุผลและความจำเป็น จากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2564 การเปลี่ยนผ่านสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย การผลิตก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาที่เริ่มลดลง ในขณะที่สงครามระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและยูเครนยังไม่ยุติ ทำให้ประเทศไทยจำเป็นต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกที่มีราคาสูงมาทดแทนในปริมาณมากเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติถึงปี 2567 ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า มีแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยค่า Ft ช่วงเดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 เพิ่มขึ้นเป็น 93.43 สตางค์ต่อหน่วย จากเดือนพฤษภาคม 2565 – เดือนสิงหาคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ ค่าไฟฟ้าโดยรวม (ค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft) เพิ่มขึ้นจาก 4.03 บาทต่อหน่วย เป็น 4.72 บาทต่อหน่วย หรือเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 17 ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยซึ่งเป็นผู้บริโภคขั้นสุดท้าย (Last unit consumption) ได้รับผลกระทบอย่างมาก กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ควบคู่กับการจูงใจให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัด
2.2 แนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากการเพิ่มขึ้นของราคาไฟฟ้าซึ่งเป็นสาธารณูปโภคพื้นฐาน แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มเปราะบาง โดยดำเนินการต่อเนื่องจากนโยบายตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 วันที่ 19 เมษายน 2565 และวันที่ 10 พฤษภาคม 2565 โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าจำนวน 92.04 สตางค์ต่อหน่วย (ประกอบด้วยส่วนลดจากการเพิ่มขึ้นของค่า Ft เดือนพฤษภาคม 2565 – เดือนสิงหาคม 2565 จำนวน 23.38 สตางค์ต่อหน่วย และส่วนลดจากการเพิ่มขึ้นของค่า Ft เดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 จำนวน 68.66 สตางค์ต่อหน่วย) เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 และกลุ่มที่ 2 ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 301 - 500 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นคนชั้นกลาง ในลักษณะการให้ส่วนลดจากการเพิ่มขึ้นของค่า Ft เดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 (ซึ่งอยู่ที่ 68.66 สตางค์ต่อหน่วย) แบบขั้นบันได ในอัตราร้อยละ 15 - ร้อยละ 75 โดยจูงใจให้มีการลดการใช้ไฟฟ้าลง ซึ่งจะช่วยลด การนำเข้าพลังงานราคาสูงจากต่างประเทศได้ส่วนหนึ่ง ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 301 - 350 หน่วย ให้ส่วนลดค่า Ft ร้อยละ 75 คือ จำนวน 51.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 351 - 400 หน่วย ให้ส่วนลดค่า Ft ร้อยละ 45 คือ จำนวน 30.90 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 401 -500 หน่วย ให้ส่วนลดค่า Ft ร้อยละ 15 คือ จำนวน 10.30 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ กำหนดให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยแสดงเป็นรายการส่วนลดจากรัฐบาล หรือข้อความอื่นตามความเหมาะสม ในใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565
2.3 จำนวนผู้ที่ได้รับการช่วยเหลือ และงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแนวทาง การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. จะครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 20.28 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 80 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ หรือร้อยละ 89 ของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยคาดว่าจะใช้งบประมาณรวมประมาณ 1,949 ล้านบาทต่อเดือน หรือประมาณ 7,796 ล้านบาทสำหรับ 4 เดือน ทั้งนี้ หากจะดำเนินมาตรการให้ครอบคลุมบ้านอยู่อาศัยในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ ซึ่งมีผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 39,500 ราย จะครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 20.32 ล้านราย โดยคาดว่าจะใช้งบประมาณเพิ่มขึ้นเป็น 2,000 ล้านบาทต่อเดือน หรือประมาณ 8,000 ล้านบาท สำหรับการดำเนินงาน 4 เดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วย ต่อเดือน ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการ ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 - เดือนธันวาคม 2565 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,000 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 8,000 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน)
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องขอรับการสนับสนุน แหล่งงบประมาณในการดำเนินการ ตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้รับทราบมติ กพช. โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 โดยมีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวรวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแล นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market และต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคา ก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งนี้ เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญา เพื่อแก้ไข เปลี่ยนแปลง หรือยกเลิกสัญญาได้ เพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต ทั้งนี้ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2565 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 ได้พิจารณาข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว ของ ปตท. โดย กพช. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool และรับทราบสาระสำคัญการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. (2) มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคาเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการติดตามผลกระทบต่อราคาพลังงานจากการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. อย่างใกล้ชิด เพื่อมิให้ส่งผลกระทบ ต่อราคาพลังงานของประเทศในอนาคต
2. ปตท. ได้เจรจากับผู้ขาย LNG อย่างต่อเนื่อง ทั้งโครงการจากตะวันออกกลาง สหรัฐอเมริกา (สหรัฐฯ) รวมถึงผู้ขายลักษณะ Portfolio แต่เนื่องจากตลาดอยู่ในสภาวะตึงตัว การพัฒนาโครงการ LNG ใหม่ ยังมีจำกัด ผู้ซื้อจากฝั่งยุโรปเร่งจัดหาเพิ่มเติม ทำให้ข้อเสนอขายของผู้ขาย LNG หลายรายมีกำหนดการยืนราคาค่อนข้างสั้น และมีเงื่อนไขการขายที่มีความยืดหยุ่นต่ำ ทำให้ปัจจุบันมีผู้ขาย LNG ที่ยื่นข้อเสนอให้ ปตท. พิจารณาตามปริมาณ และเงื่อนไขที่ยอมรับได้รวม 4 ราย โดยข้อเสนอราคาของบริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL) เป็นข้อเสนอที่ดีที่สุดเมื่อเทียบกับผู้ขายรายอื่น ซึ่งมีข้อได้เปรียบในเงื่อนไขสัญญา ดังนี้ (1) PTTGL นำเสนอเงื่อนไขสัญญาที่ยืดหยุ่นกว่าผู้ขายรายอื่น อาทิ PTTGL เสนอขาย LNG ตั้งแต่ปี 2569 ด้วยเงื่อนไข การส่งมอบที่ปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) ตลอดอายุสัญญา โดยกรณีผู้ขายขาดส่ง (Seller’s Shortfall) จะชดเชยไม่เกินร้อยละ 50 ของมูลค่า LNG ที่ขาดส่ง และผู้ขายให้สิทธิในการปรับลด (DQT) และปรับเพิ่มจำนวน (UQT) เที่ยวเรือ รวมถึงสิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ (Cancellation) นอกจากนี้ ผู้ขายยังเสนอขาย LNG ปริมาณ 0.2 - 0.4 ล้านตันต่อปี (Bridging Volume) ในช่วงปี 2566 - 2568 ที่ราคา JKM Discount ซึ่งจะมีแผนส่งมอบที่ชัดเจน หาก ปตท. มีความต้องการใช้ LNG ในช่วงเวลาดังกล่าว (2) PTTGL เสนอสูตรราคาขาย ที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ Henry Hub (HH Link) ที่ A%HH + Y โดยร้อยละ 26 ของ Y จะปรับเพิ่มขึ้นรายปีตามดัชนีราคาผู้บริโภค (US CPI) ซึ่งราคาขายดังกล่าวจะต่ำกว่าสูตรราคาที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) เมื่อราคาน้ำมันอยู่ในระดับที่สูงกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ บริษัทที่ปรึกษาด้านพลังงาน Wood Mackenzie ได้คาดการณ์ว่าในช่วงปี 2565 - 2571 ราคาน้ำมันดิบ Brent มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง และราคาจะอยู่ในระดับสูงกว่า 80 - 120 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในขณะที่ราคาก๊าซธรรมชาติ HH จะปรับตัวอยู่ในกรอบ 3 - 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ดังนั้น ข้อเสนอราคาของ PTTGL จึงมีระดับราคาที่แข่งขันได้ กับผู้ขายรายอื่น ทั้งสูตรราคา Oil Link และ HH Link เมื่อเปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมันสูงกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามสมมติฐานข้างต้น ซึ่งหากนำข้อเสนอราคาของ PTTGL มาคำนวณรวมกับราคา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. จะทำให้ประมาณการค่าเฉลี่ยราคา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. ลดลงด้วย นอกจากนี้ การรับซื้อ LNG จาก PTTGL ที่อ้างอิงสูตรราคา HH Link เสมือน ปตท. จัดหาจากโครงการในสหรัฐฯ โดยตรง ทำให้มีสัดส่วน HH index เข้ามาใน Portfolio มากขึ้น จึงเป็นการกระจายความเสี่ยงด้านราคา(Diversified Portfolio) จากปัจจุบันที่ ปตท. มีสัญญากับ Qatargas ซึ่งอ้างอิงราคาน้ำมัน JCC (Japanese Crude Cocktail) ร้อยละ 100 และสัญญากับ Shell BP และ Petronas ที่อ้างอิงราคาน้ำมัน และ HH ที่สัดส่วน 50 : 50 อีกทั้งสอดคล้องกับสัดส่วนปริมาณ LNG จากโครงการในสหรัฐฯ ในตลาด LNG ปัจจุบัน ประกอบกับโครงการส่วนใหญ่ในสหรัฐฯ จะมีการส่งมอบที่ต้นทาง (Free On Board: FOB) แต่ PTTGL เสนอเงื่อนไขการ ส่งมอบที่ปลายทางตลอดอายุสัญญาฯ จึงทำให้ ปตท. ไม่ต้องรับความเสี่ยงจากความผันผวนของค่าขนส่ง และการส่งผ่านราคาลง Pool จะเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ภาครัฐกำหนด และ (3) PTTGL ซื้อ LNG จากบริษัท Cheniere Energy ซึ่งเป็นผู้ผลิต LNG ชั้นนำลำดับ 2 ของโลก และส่งออก LNG อันดับ 1 ของสหรัฐฯ โดยมีโครงการผลิตที่สำคัญ 2 โครงการ ได้แก่ Sabine Pass และ Corpus Christi กำลังการผลิต LNG รวม 45 ล้านตันต่อปี และมีกำหนดการผลิต LNG ออกสู่ตลาดที่ชัดเจน ดังนั้น การรับซื้อ LNG จาก PTTGL จึงเป็นการจัดหาจากแหล่งผลิตที่มีศักยภาพจากสหรัฐฯ รวมถึงแหล่งผลิตอื่นๆ ที่มีศักยภาพและคุณภาพเป็นไปตามสัญญา
3. เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือขอนำร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับ PTTGL เพื่อเสนอ กบง. พิจารณา โดยมีสาระสำคัญในสัญญา ดังนี้ (1) ผู้ซื้อ คือ ปตท. และผู้ขาย คือ PTTGL (2) ปริมาณซื้อขาย (ACQ) 1 ล้านตันต่อปี รูปแบบการส่งมอบที่ท่าปลายทาง (3) กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2569 อายุสัญญา 15 ปี (ขยายสัญญาได้อีก 5 ปี หากคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) (4) แหล่งผลิต LNG จากสหรัฐฯ และโครงการผลิต LNG อื่นๆ ที่มีคุณภาพเป็นไปตามสัญญา (5) หากผู้ซื้อไม่สามารถรับ LNG เที่ยวเรือนั้นได้ ผู้ขายจะพยายามขาย LNG นั้น ให้กับผู้ซื้อรายอื่น โดยผู้ซื้อรับผิดชอบชดเชยส่วนขาดจากการขาย LNG เที่ยวเรือนั้น (Mitigation Sale) (6) กรณีผู้ขายขาดส่งจะชดเชยไม่เกินร้อยละ 50 ของมูลค่า LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผน โดยกรณี Willful Misconduct จะชดเชยร้อยละ 100 (7) กรณีผู้ขายแจ้ง LNG Off-Spec. ล่วงหน้า ผู้ขายจะชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริง แต่ไม่เกินร้อยละ 120 ของมูลค่าประเมิน กรณีผู้ขายไม่แจ้ง Off-Spec. ล่วงหน้า จะชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริงแต่ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่า LNG (8) สูตรราคาขาย คือ A%HH + Y ซึ่งเป็นไปตาม LNG Benchmark ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 โดยร้อยละ 26 ของ Y จะปรับเพิ่มขึ้นรายปีตามดัชนีราคาผู้บริโภค (US CPI) ทั้งนี้ มีการกำหนดสิทธิในการปรับลดเที่ยวเรือ ไม่เกิน 1 เที่ยวเรือต่อปี และไม่เกิน 3 เที่ยวเรือตลอดอายุสัญญา สิทธิในการปรับเพิ่มเที่ยวเรือ ไม่เกิน 1 เที่ยวเรือต่อปี (โดยความเห็นชอบจากผู้ขาย) และสิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ โดยผู้ซื้อต้องแจ้งให้ผู้ขายทราบล่วงหน้าตามกำหนดเวลาในสัญญา โดยสามารถเลือกให้ผู้ขายดำเนินการ Mitigation Sales หรือ Cancellation Fee (9) ผู้ซื้อสามารถตกลงนำ LNG ไปขายตลาดอื่น ที่กำหนดได้ โดยแบ่งกำไรหลังหักค่าใช้จ่ายกับผู้ขาย ในสัดส่วน 50 : 50 (10) สัญญานี้ตีความตามกฎหมายไทย โดยใช้วิธีระงับข้อพิพาทตามระเบียบภายในกลุ่ม ปตท. หากตกลงกันไม่ได้ให้ดำเนินการตามศาลไทย และ (11) ผู้ขายเสนอขาย LNG ปริมาณ 0.2 - 0.4 ล้านตันต่อปี ในช่วงปี 2566 - 2568 ที่ราคา JKM Discount ซึ่งจะมีแผน ส่งมอบที่ชัดเจน หาก ปตท. มีความต้องการใช้ LNG ในช่วงเวลาดังกล่าว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว ระหว่าง ปตท. และ PTTGL และได้มีมติเห็นชอบราคาซื้อขาย LNG ระยะยาวตามที่ ปตท. เสนอ ซึ่งเป็นไปตาม LNG Benchmark ที่ กพช. กำหนด เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL)
2. เห็นชอบราคาซื้อขาย LNG (Contract Price) ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ให้ความเห็นชอบแล้ว ทั้งนี้ ให้ กกพ. ไปตรวจทาน เปรียบเทียบกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวของ ปตท. ฉบับอื่นๆ ว่าสามารถกำกับดูแลได้โดยประเทศไม่เสียประโยชน์
3. มอบหมายให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว กับ PTTGL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข ร่างสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ และไม่กระทบต่อสูตรราคา ปริมาณซื้อขาย (ACQ) รวมทั้งกำหนดแผนงานที่เกี่ยวข้องกับการส่งมอบ ให้ ปตท. หารือ กกพ. ให้ได้ข้อยุติก่อนนำเสนอคณะกรรมการ ปตท. พิจารณาแก้ไขต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ) และเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (หลักการรับซื้อไฟฟ้าฯ) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อมา เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และได้เห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FIT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 และวันที่ 10 สิงหาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมหารือและเห็นชอบให้เสนอ กบง. พิจารณาปรับปรุงรายละเอียดคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ดังกล่าวให้ชัดเจน และเสนอแนวทางการจัดสรรเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เพื่อให้ กกพ. นำไปประกาศรับซื้อไฟฟ้าต่อไป ดังนี้
2.1 การกำหนดคุณสมบัติตามเงื่อนไขและลักษณะต้องห้ามของโครงการ (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) เนื่องจากหลักการตาม มติ กพช. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคัดเลือกที่พิจารณาถึงความพร้อมทั้งในด้านราคา คุณสมบัติ และเทคนิคร่วมกัน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์ในการพิจารณาคัดเลือกโครงการด้านคุณสมบัติ ซึ่งระบุให้มีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข อาทิ โครงการที่ยื่นข้อเสนอจะต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เช่น เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว หรือมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ หรือเป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติขั้นต้นเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป ทั้งนี้ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าหลักการรับซื้อไฟฟ้า ที่ กพช. เห็นชอบกำหนดคุณสมบัติลักษณะต้องห้ามโครงการไว้เป็นกรอบกว้างๆ แต่ด้วยมีลักษณะเป็นบทบัญญัติอันเป็นการจำกัดสิทธิของผู้เข้าร่วมโครงการ (Market Access) กกพ. ไม่สามารถใช้ดุลยพินิจจำกัด ตัดสิทธิได้ จึงจำเป็นต้องกำหนดให้ชัดเจนเพื่อลดปัญหาข้อพิพาททางกฎหมายในอนาคต และให้ กกพ. สามารถออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าได้อย่างถูกต้องตามอำนาจหน้าที่ และสอดคล้องกับหลักการของ กพช. จึงเสนอ กบง. พิจารณาปรับปรุงรายละเอียดคุณสมบัติลักษณะต้องห้ามของโครงการ ดังนี้ (1) เป็นโครงการใหม่ เสนอปรับปรุงว่า เป็นโรงไฟฟ้าที่ลงทุนก่อสร้างใหม่ และไม่เคยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือไม่เคยได้รับการตอบรับซื้อจากการไฟฟ้า (2) เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว เสนอให้ กบง. พิจารณาระบุรายละเอียดให้ชัดเจน เนื่องจากเป็นการตัดสิทธิ์ของบุคคลที่อาจขัดหลักการของกฎหมายและรัฐธรรมนูญ จำเป็นต้องป้องกันการใช้ ดุลยพินิจของผู้พิจารณา ทั้งนี้ หากภายหลังมีปัญหาในทางปฏิบัติ กกพ. จำเป็นต้องส่งให้ กบง. พิจารณา เนื่องจาก กกพ. ไม่อาจตีความเจตนารมณ์ของผู้ออกมตินี้ (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ เสนอปรับปรุงว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยหรือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ที่ยังมีผลใช้บังคับ และ (4) เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เสนอคงไว้ตามเดิม ทั้งนี้ กกพ. จะดำเนินการตามหลักการดังกล่าว โดยเปิดให้หน่วยงานภาครัฐที่พบว่าผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าไม่มีคุณสมบัติตามที่กำหนดดังกล่าว ยื่นคัดค้านคุณสมบัติของผู้ยื่นข้อเสนอ โดย กกพ. จะไม่ตัดสินคำโต้แย้ง ทั้งนี้ ในการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้า กกพ. จะดำเนินการตรวจสอบคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามเบื้องต้น นอกจากนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องยืนยันการมีคุณสมบัติและไม่มีลักษณะต้องห้าม โดยกำหนดเงื่อนไขการยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้า หากพบในภายหลังว่า ผู้ยื่นข้อเสนอไม่มีคุณสมบัติตามที่กำหนด
2.2 การจัดสรรเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายปี (เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง) เนื่องจากหลักการตาม มติ กพช. กำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนด SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ซึ่งระบุปริมาณเมกะวัตต์ (MW) รับซื้อแยกเป็นรายปีตามประเภทเชื้อเพลิง โดยกรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวนหลายราย ณ จุดเชื่อมโยงเดียวกัน แต่บริเวณดังกล่าวยังมีข้อจำกัดไม่สามารถปรับปรุงระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ได้นั้น จะพิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) (2) พลังงานลม (3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (Solar+BESS) และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า เนื่องจากวิธีการจัดสรรปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นไปตามข้อเสนอขอขายไฟฟ้า ศักยภาพระบบไฟฟ้า แผนการลงทุน และลำดับผลคะแนนความพร้อมของผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้า ซึ่งอาจทำให้ผล การรับซื้อไฟฟ้าจะแตกต่างจากกรอบเป้าหมายรายปีและกำหนดปี SCOD ของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ดังนั้น เพื่อให้ผู้ที่มีคะแนนความพร้อมได้รับการคัดเลือกตามลำดับคะแนน ลำดับความสำคัญของเชื้อเพลิง และรัฐสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ไกล้เคียงกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ จึงเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนด SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าฯ
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อข้อเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าตามที่ กกพ. เสนอ ดังนี้ ประเด็นที่ 1 คุณสมบัติลักษณะต้องห้ามตามหลักการ กพช. โดยเห็นด้วยกับรายละเอียดที่ กกพ. เสนอกำหนดในข้อ (1) เป็นโครงการใหม่ และข้อ (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ เนื่องจากเป็นการสร้างความชัดเจนในการกำหนดเงื่อนไขให้สามารถดำเนินการในทางปฏิบัติได้ และเห็นควรยกเลิกเงื่อนไขข้อ (2) เป็นโครงการที่ได้รับ การสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว และข้อ (4) เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการ รับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เนื่องจากเห็นว่า การกำหนดเงื่อนไขในลักษณะดังกล่าวขัดกับหลักการของกฎหมายและรัฐธรรมนูญ จำเป็นต้องใช้ดุลพินิจของผู้พิจารณาและอาจมีปัญหาในทางปฏิบัติในภายหลังได้ รวมถึงอาจเกิดการฟ้องร้องในประเด็น การพิจารณาคุณสมบัติของผู้ยื่นข้อเสนอ ซึ่งอาจเกิดปัญหาในทางปฏิบัติของ กกพ. ทำให้ไม่สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้ตามมติ กพช. ประเด็นที่ 2 การจัดสรรเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เห็นควรเห็นชอบกับข้อเสนอของ กกพ. ในการพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีได้ตามความเหมาะสม โดยไม่ควรให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ เนื่องจากการปรับเป้าหมายดังกล่าวเป็นการดำเนินการให้สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้อย่างเป็นรูปธรรมในเชิงการกำกับและการปฏิบัติ ภายใต้หลักการและเงื่อนไขด้านการคัดเลือกข้อเสนอขายไฟฟ้าและด้านเทคนิค ทั้งนี้ กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มอบให้ กบง. สามารถพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานสามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) เฉพาะกลุ่มที่ ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอ ขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
กพช. ครั้งที่ 160 วันพุธที่ 6 กรกฎาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 160)
วันพุธที่ 6 กรกฎาคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.
1. ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. 1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งหมายถึงก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ประกอบด้วย (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยในปัจจุบันและก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย - มาเลเซีย (JDA) (2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก (3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (4) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศที่มีอยู่ ในปัจจุบัน 4 สัญญา รวมปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี และ (5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไข ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รวมทั้งได้มอบหมายให้ ปตท. และ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ การจัดหา LNG สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ด้วยสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง หลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติและมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market และต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. โดยเห็นควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขัน ที่เป็นธรรม และเพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้ การกำกับของ กกพ.
2. ปัจจุบันตลาด LNG มีความผันผวนและตึงตัวจากการพัฒนาโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ที่มีจำกัด ประกอบกับสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่มีความยืดเยื้อ รวมทั้งความเสี่ยงจากสถานการณ์ความไม่สงบของเมียนมา ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย มีปริมาณจำกัด ซึ่งอาจส่งผลให้ประเทศมีอุปทานก๊าซธรรมชาติลดลง ทั้งนี้ ปัจจุบันประเทศไทยมีการจัดหา Spot LNG จำนวนมากซึ่งมีราคาสูงและผันผวน จึงจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาว แทนการจัดหา Spot LNG เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ และลดความเสี่ยงจากความผันผวนของตลาด Spot LNG โดยเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชธ. และ ปตท. ได้ประชุมเชิงปฏิบัติการร่วมกันเพื่อพิจารณาความต้องการใช้และการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และได้นำเสนอผลการประชุมแก่คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ทราบเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2565 โดยพบว่า ในช่วงปี 2565 – 2580 ประเทศมีความต้องการ LNG New Supply เพิ่มเติมปริมาณ 4.2 - 16 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2576 เป็นต้นไปคาดว่าปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมีแนวโน้มลดลงต่ำกว่า Old Supply ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบ Old Supply กับ Old Demand ที่ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ พบว่า ปตท. ยังจำเป็นต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อรองรับ Old Demand ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และ NGVอย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งไม่ครอบคลุมถึงการจัดหา LNG เพื่อรองรับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ จึงจำเป็นต้องขออนุมัติ กพช. เพื่อให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมจากสัญญาปัจจุบัน ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้หารือแนวทางการจัดสรรปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และบริษัทเอกชน สำหรับโรงไฟฟ้าปลวกแดง และโรงไฟฟ้าศรีราชา โดยที่ประชุมได้มีมติให้ ปตท. จัดหา LNG ปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี และบริษัทเอกชนจัดหา LNG ปริมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า
3. ปัจจุบันราคา LNG ในตลาดมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นและประเทศต่างๆ ได้เร่งจับจอง LNG ดังนั้น เพื่อให้ประเทศไทยมีปริมาณก๊าซธรรมชาติและ LNG เพียงพอในระดับราคาที่ไม่สูงเกินไป ปตท. จึงเสนอการจัดหา LNG ด้วยรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นกรณีเร่งด่วน โดยจากการเปรียบเทียบข้อเสนอขายจากผู้ขาย LNG พบว่า ข้อเสนอขายของ บริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL) มีเงื่อนไขและราคาที่แข่งขันได้ เนื่องจาก PTTGL ได้รับข้อเสนอขายจากผู้จัดหา (Supplier) ในช่วงที่ตลาดยังไม่ตึงตัวมากนัก ทำให้ได้รับเงื่อนไขและราคาที่ดีกว่าตลาดในปัจจุบัน โดยมีสาระสำคัญของข้อเสนอการจัดหา LNG ดังนี้ ผู้ซื้อ คือ ปตท. และผู้ขาย คือ PTTGL ปริมาณซื้อขาย (ACQ) 1 ล้านตันต่อปี รูปแบบการส่งมอบที่ท่าปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) โดย PTTGL จะบริหารและรับผิดชอบค่าใช้จ่ายรวมถึงความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ที่โครงการผลิต LNG ของสหรัฐอเมริกาได้เสนอขายที่ท่าต้นทาง (Free on Board: FOB) มายังประเทศไทย กำหนด ส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2569 อายุสัญญา 15 ปี (ขยายสัญญาได้อีก 5 ปี หากคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน)
4. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอ การนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นควรให้ความเห็นชอบการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวของ ปตท. ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เริ่มส่งมอบปี 2569 ระยะเวลา 15 ปี เนื่องจากการลดลง ของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ส่งผลให้ Old Supply ไม่เพียงพอ ต่อความต้องการของ Old Demand (2) ข้อเสนอการนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 โดย กกพ. จะกำกับการจัดหา LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และ (3) เห็นควรให้นำต้นทุนในการจัดหา LNG ดังกล่าว ไปเฉลี่ยในราคา Pool Gas เพื่อประโยชน์ต่อราคาในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมใน Old Supply เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งลดต้นทุนพลังงานของประเทศจากความผันผวนด้านราคา ของตลาด Spot LNG อย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่ให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งในส่วนการจัดหา LNG เป็นการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ดังนั้น เพื่อให้ ปตท. สามารถจัดหา LNG สัญญาระยะยาวอีก 1 ล้านตันต่อปี และนำราคารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool Gas จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหา LNG สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคาเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของ กบง. ไปประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมฯ ได้ขอให้ สำนักงาน กกพ. และ ปตท. ยืนยันว่า ข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. มีเงื่อนไขราคาที่สอดคล้องตามหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 รวมทั้งมีเงื่อนไขสัญญาและราคาที่ดีกว่าเมื่อเทียบกับผู้เสนอขายรายอื่นในปริมาณเดียวกัน โดยให้ ปตท. นำเสนอรายละเอียดเงื่อนไขสัญญาและราคาของ PTTGL เปรียบเทียบกับผู้เสนอขายรายอื่น รวมทั้งศักยภาพและความน่าเชื่อถือของผู้เสนอขายโครงการ LNG โดยสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งยืนยันว่าข้อเสนอการจัดหา LNG ของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark และต่อมา เมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อนำส่งข้อมูลดังกล่าว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool และรับทราบสาระสำคัญการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว (Term Sheet) ของ ปตท.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคา เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
3. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการติดตามผลกระทบต่อราคาพลังงานจากการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. อย่างใกล้ชิด เพื่อมิให้ส่งผลกระทบต่อราคาพลังงานของประเทศในอนาคต
กพช. ครั้งที่ 159 วันพุธที่ 22 มิถุนายน พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 159)
วันพุธที่ 22 มิถนายน พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Payแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
2. รายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
4. การเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 11
5. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
6. แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า
7. การขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Payแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน โดยเริ่มส่งก๊าซในวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และวันที่ 1 เมษายน 2543 ตามลำดับ ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไข การซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อ จะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซให้ผู้ขายก๊าซสำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน โดยผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา จากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ซึ่งส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติลดลง คณะรัฐมนตรี (ครม.) จึงได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย ทำให้ ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP ทั้งนี้ ครม. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดภาระ TOP แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น โดยให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุนไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐในภายหลัง สำหรับภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น ในส่วนของภาครัฐที่ร้อยละ 75.8 ให้ ปตท. จัดสรรส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซและค่าไฟฟ้า โดยการเกลี่ยราคาเท่ากัน ที่ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู สำหรับภาระดอกเบี้ยของ ปตท. และ กฟผ. จะอยู่ที่ร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซหรือค่าไฟฟ้า โดย ครม. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
2. ปตท. เริ่มรับก๊าซ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ ปี 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท และมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 ล้านบาท 564 ล้านบาท และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ซึ่ง ปตท. ได้นำกำไรที่ได้ไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วนและหักลดต้นทุน TOP ทำให้สามารถหักต้นทุน TOP ของทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 และยังมีก๊าซให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน ทั้งนี้ ก๊าซ TOP ของแหล่งเยตากุนและแหล่งยาดานาสามารถรับได้หมดในปี 2555 และปี 2561 ตามลำดับ เกิดกำไรในบัญชี TOP ตั้งแต่ปี 2555 จนถึงปี 2561 โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท สำหรับภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ดำเนินการส่งผ่านไปในราคาก๊าซ (Levelized Price) ที่อัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 โดยในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซเต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ โดย ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย โดยสถานะ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท
3. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP และเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และ ครม. ทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล โดยต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 วันที่ 2 สิงหาคม 2564 และวันที่ 29 ตุลาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกันและมีข้อสรุปว่าข้อมูลบัญชีรับจ่ายมีความถูกต้องพร้อมทั้งมีหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยครบถ้วน ทั้งนี้ ปตท. ได้รายงานมูลค่าผลประโยชน์บัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 มีมูลค่าประมาณ 13,594 ล้านบาท ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ย ที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซให้กับ กฟผ. เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว และนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี TOP ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือรายงานผลการดำเนินงานการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานผลการคืนผลประโยชน์และ ปิดบัญชี TOP ตามแนวทางการกำกับดูแลการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี TOP ที่สำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอ กกพ. รับทราบในการประชุมเมื่อวันที่ 26 มกราคม 2565 เป็นเงินรวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท และ (2) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2565 และวันที่ 22 เมษายน 2565 กกพ. ได้ประชุมและรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ตามที่สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ ดังนี้ 1) บัญชีผลประโยชน์ TOP พร้อมดอกเบี้ยระหว่างดำเนินการ มีมูลค่ารวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท ประกอบด้วยผลประโยชน์จากการ Make up ก๊าซส่วนของภาครัฐ กฟผ. และ ปตท. รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 13,548,320,726.44 บาท และผลประโยชน์ของภาครัฐส่วนที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาก๊าซ รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 53,126,210.38 บาท และ 2) กฟผ. ได้ทำหนังสือเรียกเก็บเงินไปยัง ปตท. และ ปตท. ได้ดำเนินการคืนเงินผลประโยชน์ TOP ตามมติ กกพ. แล้วเสร็จ โดยผลประโยชน์ TOP ส่วนของภาครัฐและ กฟผ. สัดส่วนรวมกันร้อยละ 88.6 และเงินส่วนของภาครัฐ ที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาค่าก๊าซ ปตท. ได้นำส่งโดยการโอนเงินให้ กฟผ. ในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 12,056,713,482.44 บาท และผลประโยชน์ TOP ในส่วนของ ปตท. ร้อยละ 11.4 ปตท. ได้นำไปเป็นส่วนลดค่าก๊าซให้ กฟผ. โดยออกใบลดหนี้ค่าก๊าซมกราคม 2565 ซึ่ง กฟผ. ชำระเงินในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 1,544,733,454.38 บาท ทั้งนี้ กฟผ. ได้นำเงินผลประโยชน์บัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา ไปคำนวณเป็นเงินส่วนลดค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2565 เรียบร้อยแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
เรื่องที่ 2 รายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และอนุมัติการกู้ยืมเงินตามความเห็นของกระทรวงการคลัง (กค.) ให้ สกนช. ดำเนินการกู้เฉพาะวงเงิน 20,000 ล้านบาท ตามกรอบของกฎหมายจัดตั้ง ที่มีอยู่ และจะดำเนินการกู้เงินเพิ่มเติมวงเงิน 10,000 ล้านบาท ได้ต่อเมื่อพระราชกฤษฎีกาขยายกรอบวงเงินกู้มีผลบังคับใช้แล้ว ซึ่งต่อมาพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ พ.ศ. 2564 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 แล้ว
2. สกนช. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังสถาบันการเงินหลายแห่งเพื่อให้ยื่นข้อเสนอเงินกู้มายัง สกนช. ภายในวันที่ 30 เมษายน 2565 ซึ่งในขณะนั้น คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ) เพื่อวิเคราะห์และจัดทำแนวทางการบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนฯ) ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ได้ประชุมร่วมกับธนาคาร และ กค. หลายครั้ง ซึ่งเมื่อครบกำหนด ให้สถาบันการเงินยื่นข้อเสนอ ปรากฎว่าไม่มีสถาบันการเงินใดยื่นข้อเสนอมายัง สกนช. โดยที่ประชุม ให้ สกนช. รายงานผลการจัดหาเงินกู้และแผนบริหารจัดการด้านการเงินทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อนำเสนอ ครม. พิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 สกนช. ได้ประชุมร่วมกับ กค. ธนาคารออมสินและธนาคารกรุงไทย ซึ่งธนาคารทั้งสองแห่งมีความกังวลเรื่องความสามารถในการชำระหนี้ รวมถึงจากประมาณการกระแสเงินสด (Cash Flow) มีความต้องการเงินกู้ยืมที่เกินกว่ากรอบวงเงินกู้ 30,000 ล้านบาท ตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี ที่ประชุมมีความเห็นว่า สกนช. ควรเร่งจัดทำร่างหนังสือเพื่อเสนอ ครม. โดยอาจจำเป็นต้องขยายกรอบวงเงินกู้ยืม และระยะเวลาการกู้ยืมเงิน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ รวมทั้งพิจารณาขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐบาล เพื่อสร้างความมั่นใจแก่ธนาคารในการพิจารณาวงเงินกู้ และให้จัดทำเงื่อนไขวงเงินกู้ยืมเสนอต่อไป
3. กบน. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2565 สกนช. ได้นำเสนอ Cash Flow ที่ปรับให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงาน ประกอบกับสมมติฐานที่หากกองทุนสามารถสามารถปรับขึ้นราคา LPG เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงราคา 498 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม รวมถึงสามารถยกเลิกการชดเชยน้ำมันดีเซล B7 ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป กองทุนมีความต้องการเงินกู้ยืมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบ จาก ครม. จำนวน 30,000 ล้านบาท ซึ่งหากสถานการณ์ยังไม่คลี่คลายและหากกองทุนยังจำเป็นต้องชดเชยราคาน้ำมันต่อไป จะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนหนี้เงินกู้ทำให้ไม่สามารถชำระคืนได้ภาย ในกำหนด 3 ปี จึงจำเป็นต้องขยายระยะเวลาการกู้ยืมเงินออกไปเป็น 5 ปี เพื่อให้เกิดสภาพคล่องเพียงพอสำหรับชำระหนี้เงินกู้ยืมได้ และรายงานความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ต่อที่ประชุม กบน. จึงได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบและเห็นชอบแนวทางการเสนอ ครม. พิจารณา โดยความเห็นชอบของกระทรวงพลังงาน (พน.) และกค. ดังนี้ (1.1) รับทราบความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และเงื่อนไขการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน (1.2) เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ ...) พ.ศ. .... เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเป็นจำนวนไม่เกิน 80,000 ล้านบาท และการกู้ยืมเงินของ สกนช. ในวงเงินไม่เกิน 80,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (1.3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (1.4) เห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่ออนุมัติให้ธนาคารออมสินแยกบัญชีโครงการเป็นบัญชีธุรกรรมนโยบายรัฐ (Public Service Account : PSA) โดยให้ธนาคารสามารถบวกกลับเงินที่กันสำรองร้อยละ 1 ของวงเงินสินเชื่อที่อนุมัติในการคำนวณโบนัสของพนักงานได้ (1.5) เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 และการพิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ.2566 เพื่อเป็นเงินอุดหนุนตามมาตรา 6 (2) แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้แก่ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติดังกล่าว (2) รับทราบแนวทางการขอรับการจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี ของ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนฯ ในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อเสนอต่อ ครม.โดยความเห็นชอบของ พน. และกค. และต่อมา กบน. เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 สกนช. ได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินการของคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ในการจัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และเงื่อนไขการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน พร้อมทั้งรายงาน Cash Flow ของกองทุนฯ ที่ได้ปรับให้สอดคล้องกับอัตราเงินกองทุนฯ ในปัจจุบันที่สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นมาก โดยใช้สมมติฐานดังนี้ (1) เดือนมิถุนายน 2565 ราคาน้ำมันดีเซล (Gasoil) ตลาดโลกเฉลี่ยที่ 160 USD/bbl ราคาขายปลีกดีเซลทยอยปรับขึ้นไปถึง 35 บาทต่อลิตร ส่วนเกินกองทุนช่วยครึ่งหนึ่ง (2) ลดราคากลุ่มน้ำมันเบนซิน 1 บาทต่อลิตร (ตามอัตราปัจจุบัน) ระยะเวลา 2 เดือน (3) ตั้งแต่วันที่ 21 กรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 3.20 บาทต่อลิตร (4) เดือนตุลาคม 2565 เป็นต้นไป จำแนกดีเซลเป็น 3 เกรด (เหมือนก่อน 1 ธันวาคม 2564) โดยชดเชยดีเซล B7 เป็น 0 บาทต่อลิตร แต่ยังคงชดเชยดีเซล B10 และดีเซล B20 (5) คาดการณ์ราคาพลังงานในอีก 1 ปี จะดีขึ้น โดยตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไปจะเก็บเงินเข้ากองทุนในส่วนของน้ำมันดีเซลได้ในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร (6) LPG มีการปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นทุกเดือน ไปถึง 498 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และได้จัดทำแบบจำลอง 3 สถานการณ์ แตกต่างกันที่ระยะเวลาเริ่มลอยตัวราคาดีเซล (อัตราชดเชยเป็น 0 บาทต่อลิตร) ดังนี้ กรณีที่ 1 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2565 กรณีที่ 2 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนกันยายน 2565 และ กรณีที่ 3 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนตุลาคม 2565 ซึ่งจาก Cash Flow ในกรณีที่ 1 จะมีหนี้เงินกู้สูงสุดประมาณ 100,000 ล้านบาท และสามารถชำระหนี้ได้ภายใน 5 ปี ส่วนกรณีที่ 2 และกรณีที่ 3 จะมีหนี้สูงสุดประมาณ 120,000 ล้านบาท และไม่สามาถชำระหนี้เงินกู้ได้ ภายใน 5 ปี อย่างไรก็ตาม หากไม่สามารถดำเนินการได้ตามสมมติฐานดังกล่าว จะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนหนี้เงินกู้ที่ลดลง หรือไม่สามารถชำระหนี้เงินกู้ได้ ในการนี้ กบน. มีความเห็นว่า สกนช. จำเป็นต้องกู้ยืมเงินเพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนในการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยจำเป็นต้องใช้เงินกู้ระดับแสนล้านบาท ซึ่งจากการเจรจากับสถาบันการเงินในช่วงที่ผ่านมา สถาบันการเงิน ไม่มั่นใจเรื่องความสามารถในการชำระคืนหนี้ จึงได้เสนอเงื่อนไขให้มีเงินอุดหนุนจากรัฐบาล หรือขอให้รัฐบาล ค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. ซึ่ง กบน. เห็นว่า การขอเงินอุดหนุนจากรัฐบาลจะต้องใช้เงินจำนวนมาก ซึ่งสถานะปัจจุบันอาจไม่เพียงพอ จึงขอให้ สกนช. ประสานคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ เพื่อหารือเรื่องให้กระทรวงการคลังค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช.
4. คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2565 สกนช. ได้เสนอการจัดทำ Cash Flow เพิ่มอีก 1 กรณี (รวมเป็น 4 กรณี) กรณีที่ 4 มีความต้องการกู้ยืมเงินประมาณ 200,000 ล้านบาท ระยะเวลาชำระคืน 10 ปี โดยคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมเรื่องแนวทาง การหารายได้เพิ่มเติมของ สกนช. จากค่าการกลั่นที่ปัจจุบันอยู่ในระดับสูง และการเก็บเงินเข้ากองทุน จากกลุ่ม LPG ที่จำหน่ายเป็นวัตถุดิบในภาคปิโตรเลียม โดยขอให้ สกนช. นำประเด็นดังกล่าวพิจารณาประกอบการจัดทำ Cash Flow ของกองทุนฯ เป็นกรณีเพิ่มเติมด้วย ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ากรอบวงเงินกู้ที่ต้องการน่าจะอยู่ที่ประมาณ 150,000 ล้านบาท ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับสมมติฐานเพิ่มเติม ในการจัดหารายได้เพิ่มเติมของกองทุนฯ และนโยบายการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลของ กบน. ว่าจะดำเนินการต่อไปอย่างไร ซึ่งในช่วงที่ผ่านมา สกนช. ได้พยายามจัดหาเงินกู้ยืมแล้ว แต่ก็ไม่สามารถกู้เงินได้ ซึ่งสถาบันการเงินได้เสนอเงื่อนไขให้มีการรับเงินอุดหนุนภาครัฐ หรือการค้ำประกันเงินกู้ โดย กค. เพื่อสร้างความชัดเจนของแหล่งเงินที่จะมาใช้ชำระหนี้คืนแก่สถาบันการเงิน โดยที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) การขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐ สามารถดำเนินการขอรับจัดสรรได้แต่อาจไม่เพียงพอเนื่องจากมีข้อจำกัดเรื่องวงเงินงบประมาณของรัฐบาล (2) การค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. โดย กค. ปัจจุบันไม่สามารถดำเนินการได้ อย่างไรก็ตามในอดีตช่วงปี 2547-2548 การกู้ยืมเงินเพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้ดำเนินการกู้ยืมในนามสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) มีการกู้ยืมเงินโดย กค. ค้ำประกัน ซึ่งมีข้อดีคือไม่เป็นภาระด้านงบประมาณในทันที ซึ่งในอดีตที่ผ่านมาภายหลังสถานการณ์ราคาพลังงานกลับเข้าสู่ภาวะปกติ กองทุนฯ ก็สามารถบริหารจัดการเพื่อชำระคืนหนี้เองได้ทั้งหมด ดังนั้น หาก ครม. เห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการทบทวน กฎหมาย ระเบียบ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ กค. สามารถค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. ได้ จะเป็นประโยชน์ต่อการจัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุน ทั้งในเรื่องการจัดหาเงินได้ทันกับนโยบายในการให้ความช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และมีต้นทุนทางการเงินที่ต่ำกว่าการกู้ยืมเอง และให้ สกนช. เร่งนำเสนอ กบน. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา สกนช. ได้จัดทำ Cash Flow (ปรับปรุงล่าสุด 14 มิถุนายน 2565) บนสมมติฐานต่อจากกรณีที่ 1 - กรณีที่ 3 โดยมีสมมติฐานเพิ่มเติม คือ หากในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 - เมษายน 2566 ยังไม่สามารถลอยตัวราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลได้ โดยกองทุนยังจำเป็นต้องชดเชยราคา ขายปลีกอยู่ วงเงินกู้ยืมที่ต้องการจะประมาณ 150,000 - 200,000 ล้านบาท ซึ่งเกินกว่าที่ กบน. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2565 เห็นชอบไว้ที่ 80,000 ล้านบาท ดังนั้น สกนช. จำเป็นต้องนำเสนอ กบน. เพื่อพิจารณาแก้ไขจากมติ กบน. เดิม
5. กบน. เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2565 มีมติรับทราบความคืบหน้าการกู้ยืมเงินของ สกนช. และเห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรี ดังนี้ (1) รับทราบความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน ทั้งนี้ สกนช. จะต้องเจรจาตกลงเงื่อนไขการกู้เงินกับสถาบันการเงินอีกครั้งหนึ่ง โดยจะมีการรายงานการกู้เงินให้ ครม. ทราบต่อไป (2) เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ (ฉบับที่ ...) พ.ศ. ... เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเป็นจำนวนไม่เกินหนึ่งแสนห้าหมื่นล้านบาท และอนุมัติการกู้ยืมเงิน ของ สกนช. ในวงเงินไม่เกินหนึ่งแสนห้าหมื่นล้านบาท ตามหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. โดยพิจารณาดำเนินการเพื่อให้มีการค้ำประกันโดย กค. (3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (4) เห็นชอบให้นำเสนอ ครม. เพื่ออนุมัติให้ธนาคารออมสินแยกบัญชีโครงการเป็น PSA โดยให้ธนาคารสามารถบวกกลับเงิน ที่กันสำรองร้อยละ 1 ของวงเงินสินเชื่อที่อนุมัติในการคำนวณโบนัสของพนักงานได้และ (5) เห็นชอบการขอให้รัฐบาลจัดสรรเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 จำนวน 5,000 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินอุดหนุนตามมาตรา 6 (2) แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้แก่ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 3 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ตามลำดับและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบ ต่ออัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว โดย กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2565 และวันที่ 27 เมษายน 2565 ตามลำดับ และได้เจรจา ร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2565 และวันที่ 26 พฤษภาคม 2565 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ทั้งนี้ โครงการหลวงพระบางให้รับข้อสังเกตประเด็นเกี่ยวกับมูลค่าการลงทุนในระบบส่งของ กฟผ. โดยขอให้ กฟผ. เจรจา PPA ให้มีมาตรการรองรับกรณีการก่อสร้างโครงการมีปัญหาอันเนื่องมาจากรายงานการประเมินผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA รวมทั้งให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
2. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) รับทราบหลักการร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. รายละเอียดโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง
3.1 โครงการปากลาย กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Pak Lay Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited สัดส่วนร้อยละ 60 และ Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 40 โครงการปากลายตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงไซยะบุรี เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วยทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท River bed Powerhouse กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ (14 x 55 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 จำนวน 763 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,246 ล้านหน่วยต่อปี
3.2 โครงการหลวงพระบาง กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Luang Prabang Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ CK Power Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 42 PT (Sole) Company Limited สัดส่วนร้อยละ 38 Petro Vietnam Power Corporation สัดส่วนร้อยละ 10 และ Ch. Karnchang Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 10 โครงการหลวงพระบาง ตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงหลวงพระบาง เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วย ทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท On-Ground Reinforce Concrete Structure กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ (7 x 200 เมกะวัตต์ และ 3 x 20 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าน่าน จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 5,328 ล้านหน่วยต่อปี โดยจะมีการเปลี่ยนแปลงจุดเชื่อมโยงไปยังสถานีไฟฟ้าท่าวังผา จังหวัดน่าน เมื่อโครงการปากแบงบรรลุ Scheduled Energization Date หรือวันที่เร็วกว่าตามที่ กฟผ. แจ้ง
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากลาย
4.1 อายุสัญญาโครงการ 29 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 12 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มีนาคม 2567 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับ 180 วันแรก และ 3,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับวันที่ 181 - วันที่ 540 กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 78 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2573 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 96 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2575 โดย Generator มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง ในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) ก่อน COD เท่ากับ 3.5269 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.1286 บาท หลัง COD เท่ากับ 4.7025 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.5048 บาท (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.4672 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.9562 บาท และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 0.8888 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.1850 บาท
4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 10.30 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 25.85 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 23.11 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 7.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 8,210 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สิน ของโครงการ (Mortgage Contract Over Secured Property) ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะ ใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์ บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
4.7 การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้ หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือก ที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการหลวงพระบาง
5.1 อายุสัญญาโครงการ 35 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 2 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2566 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 4,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันกำหนดวันพัฒนาโครงการ (Collective Substation: Pre-SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. แจ้งการเข้ามาของผู้พัฒนาโครงการที่เชื่อมเข้าที่สถานีไฟฟ้าร่วมเดียวกันรายอื่นหรือวันที่ 31 มีนาคม 2570กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 69 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 ตุลาคม 2571 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 84 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2573 โดยมีเงื่อนไขการก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว และค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการปากลาย
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE SE และ EE ก่อน COD เท่ากับ 1.4000 บาท (3) PE หลัง COD (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) เท่ากับ 4.5961 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.4708 บาท (4) SE หลัง COD เท่ากับ 1.9120 บาท และ (5) EE หลัง COD เท่ากับ 1.4000 บาท
5.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึง วันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกัน ให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย
5.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึง วันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกัน ให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
เรื่องที่ 4 การเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 11
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง ในเดือนมีนาคม 2565 อยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ก่อนจะปรับลดลงมาทรงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 22 - 23 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปัจจุบัน ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและภาระค่าครองชีพของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งเป็นหนึ่งในมาตรการของแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 เพื่อรองรับการบริหารจัดการจัดหาก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดังกล่าว จะช่วยเพิ่มความมั่นคงด้านเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากราคาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่สูงในปัจจุบัน
3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะเดินเครื่องอยู่ทั้งสิ้น 7 เครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 13 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญารวม 2,220 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 กำลังผลิต ตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ให้เลื่อนปลดเป็นวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 9 - 11 กำลังผลิตตามสัญญารวม 810 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 12 - 13 กำลังผลิตตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2568 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดในเดือนเมษายน 2592 นอกจากนี้ ในแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 (เครื่องที่ 15) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ เข้าระบบในวันที่ 1 มกราคม 2569
3.2 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 มีสภาพความพร้อมรองรับการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งานอย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอตามเกณฑ์มาตรฐาน ซึ่งการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจาก อ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ไว้รองรับ
3.3 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นอีก 12.5 ล้านตัน เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ทั้งนี้ การเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าดังกล่าว จะช่วยลดการนำเข้า Spot LNG และต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 37,900 ล้านบาท ช่วยบรรเทาผลกระทบจากการจ่ายก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (G1/61) ที่ลดลงในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 และช่วยลดผลกระทบต่อภาระค่า Ft ของภาคประชาชนลงได้
3.4 ด้านสิ่งแวดล้อม จากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ส่งผลให้จะมีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เพิ่มขึ้นประมาณ 2 ล้านตัน ซึ่งไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ตามเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อย CO2 ที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การเลื่อนปลดเครื่องโรงไฟฟ้าดังกล่าวมิได้เพิ่มกำลังการผลิตเกินกว่าข้อกำหนดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ และยังสอดคล้องกับรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน แม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 – 9
4. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่า แผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้า พลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ตามที่ กฟผ. เสนอ สามารถเสริมสร้างเสถียรภาพความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าในภาวะวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และช่วยลดผลกระทบ ต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากการนำเข้า Spot LNG อย่างไรก็ดี การเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์จะส่งผลต่อปริมาณการปล่อย CO2 กฟผ. จึงควรจัดทำมาตรการรองรับผลกระทบจากการดำเนินการดังกล่าว ให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่มีเป้าหมายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) และต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดและมาตรการที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด รวมทั้งต้องควบคุมการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และความปลอดภัยตามมาตรฐานสากล เช่นเดียวกับ ฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า ควรให้ความเห็นชอบแผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะตามที่ กฟผ. เสนอ เนื่องจากเป็นแนวทางหนึ่งที่จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์ราคา LNG สูง ซึ่งจะช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบจากการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณที่ลดลงในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทาน โดย กฟผ. ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อกำหนดในรายงาน EHIA ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน และโครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 รวมถึงกฎระเบียบต่างๆ อย่างเคร่งครัด รวมทั้งควรเร่งพิจารณาแนวทางหรือมาตรการชดเชยการเพิ่มขึ้นของ CO2 โดยเฉพาะศึกษาการพัฒนาโครงการด้านพลังงานสะอาดอื่นๆ และเทคโนโลยีดักจับ CO2 (Carbon Capture) เพื่อสนับสนุนเป้าหมายการลดการปล่อย CO2 ในระยะยาวของประเทศต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 5 การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้ส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐเร่งรัดดำเนินการป้องกัน ควบคุม แก้ไขปัญหา และบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและประสิทธิผล โดยข้อสั่งการของนายกรัฐมนตรีข้างต้นใช้เป็นแนวทางในการบริหารราชการให้เกิดประสิทธิภาพ ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้รับทราบมาตรการดูแลและเยียวยาผลกระทบทางเศรษฐกิจจากโรคโควิด – 19 มาตรการช่วยเหลือ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบเพิ่มเติม และมาตรการช่วยเหลือเศรษฐกิจ ในช่วงปี 2563 ของกระทรวงพลังงาน โดยรวมถึงการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าโดยการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ต่อมา เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 ซึ่งมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากโรคโควิด - 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติโดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าด้วย และต่อมาเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 ครม. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบ ต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องมาจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ โดยให้กระทรวงพลังงาน (พน.) สศช. และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของสำนักงบประมาณไปพิจารณาดำเนินการ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับ ของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และมอบหมาย ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ซึ่งจะเกี่ยวข้องกับการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค โควิด - 19 ตั้งแต่ปี 2563 และปัญหาความขัดแย้ง ในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 ซึ่งส่งผลกระทบต่อค่าใช้จ่ายของประชาชน และราคาพลังงาน ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง พน. และหน่วยงานภายใต้การกำกับจึงบริหารจัดการราคาพลังงานและกำหนดมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนและผู้ประกอบการตามมติ ครม. ซึ่งรวมถึงการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และเป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงซึ่งสูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงงวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) โดย กกพ. ได้เห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายปลีก และจะพิจารณาส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวในการพิจารณาค่า Ft ในระยะต่อไป ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ติดลบ 15.32 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 38,943 ล้านบาท (2) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 เท่ากับ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 22,244 ล้านบาท และ (3) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2565 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 เท่ากับ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 26,662 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดเดือนเมษายน 2565 พบว่าภาระค่า Ft งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ที่เกิดขึ้นจริงเป็นเงิน 63,016 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่าที่ประมาณการไว้ ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสมรวมเป็นเงิน 128,621 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้มีมติให้นำเงินบริหารค่า Ft 4,129 ล้านบาท เงินเรียกคืนเพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดปี 2563 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 1,000 ล้านบาท และเงินบริหารจัดการภาระ Take or Pay ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมารวมดอกเบี้ย 13,601 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 18,730 ล้านบาท มาปรับลดค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสม (ค่าจริงเบื้องต้น) งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมทั้งสิ้น 109,891 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 5 พฤษภาคม 2565)
3. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ที่มอบหมายให้ กฟผ. ช่วยรับภาระ ค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) ส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงิน โดยเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 (วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566) ภายใต้กรอบวงเงินไม่เกิน 85,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สัญญากู้ยืมเงิน (Term Loan) กู้เบิกเกินบัญชี ตั๋วสัญญา ใช้เงิน การทำ Trust Receipt (T/R) และการทำสัญญากู้เงินเมื่อทวงถาม (Call Loan) หรือรูปแบบอื่น ที่กระทรวงการคลัง (กค.) เห็นชอบ โดยขอให้ กค. ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. โดยเห็นควรให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมตามสภาพคล่องของ กฟผ. ตามสภาวะตลาดการเงินในขณะนั้นและประโยชน์ ในการบริหารจัดการภาระหนี้ และให้นำข้อเสนอแนะของคณะกรรมการ กฟผ. ไปพิจารณาดำเนินการก่อนนำเสนอ พน.และ กค. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก ครม. ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงพน. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อขอความอนุเคราะห์ให้เงินอุดหนุน กฟผ. สำหรับลดผลกระทบต่อสภาพคล่องทางการเงิน และเมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอพิจารณาการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท ตามที่คณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 ได้มีมติเพื่อเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชน และเพื่อให้ กฟผ. สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป
4. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้พิจารณาการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft และมีความเห็นว่า การให้ กฟผ. ชะลอการนำภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่ายในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ ตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ ไว้ก่อนนั้น เป็นการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft โดยได้ผ่านกระบวนการการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียของสำนักงาน กกพ. แล้ว ซึ่งทุกภาคส่วนเห็นพ้องให้มีการปรับขึ้นค่า Ft แบบเป็นขั้นบันไดตามที่ กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการ ทั้งนี้ ที่ประชุมได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ซึ่งมอบหมาย กฟผ. ช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่สูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 – เดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน เพื่อช่วยเหลือภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 และวันที่ 29 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ พน. ดำเนินการเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยขอให้ กค.ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. รวมทั้งให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ ตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เพื่อเป็นการเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า และเพื่อให้สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคง ด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
5. กกพ. ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) ราคาเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากที่ใช้ประมาณการ ค่า Ft ในช่วงเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนเมษายน 2565 มาก โดยเฉพาะราคาน้ำมันและ LNG ที่จำเป็นต้องนำเข้าทดแทนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ลดลงในช่วงปลายสัมปทาน ทำให้ กฟผ. มีภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่าย ในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ (AF) จากการดำเนินการตามนโยบายของ พน. ที่พิจารณาให้ กฟผ. ชะลอการนำค่าใช้จ่ายส่วนนี้มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน ประมาณ 83,229 ล้านบาท จากค่า AF งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จำนวน 38,943 ล้านบาท และค่า AF งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 จำนวน 44,286 ล้านบาท (2) ปัจจัยข้างต้นส่งผลให้ กฟผ. มีสภาพคล่องทางการเงินไม่เพียงพอต่อการดำเนินงานปกติ และการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 ได้เพียงพอ ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการลงทุนขยายโครงข่ายไฟฟ้าและโครงการตามแผนงานที่ได้รับความเห็นชอบไว้ได้ (3) กฟผ. จึงควรได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐเพื่อรักษาขีดความสามารถในการดูแลความมั่นคง ด้านไฟฟ้าของประเทศ และทำหน้าที่เป็นหน่วยงานหลักที่ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาพลังงานแก่ประชาชน ผู้ใช้ไฟฟ้าในสถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกที่มีความผันผวนอย่างต่อเนื่อง เช่นเดียวกับฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า กฟผ. เป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจซึ่งดำเนินการตามนโยบายของรัฐบาลในการช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนจากผลกระทบของสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด - 19 เป็นวงกว้างตั้งแต่ปี 2563 และสถานการณ์ราคาพลังงานจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 จนส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงินในการดำเนินภารกิจของหน่วยงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ ประกอบกับราคา ค่าเชื้อเพลิงที่มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น จึงเห็นสมควรนำเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบาย ของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. กรอบวงเงิน 85,000 ล้านบาท ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามขั้นตอน โดยขอให้ กฟผ. ดำเนินการใช้จ่ายอย่างรอบคอบภายใต้พระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลัง ของรัฐ พ.ศ. 2561
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐ ประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยให้กระทรวงการคลังค้ำประกันเงินกู้ เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้พิจารณา เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 – 2562 และได้มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ปัจจุบันมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐแล้วจำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 40.43 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 37.43 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว (COD) จำนวน 6 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 34.42 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 28.28 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ขายไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 2.50 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันทิ่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 มีมติเห็นชอบและรับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้ปรับกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรม จากเดิมปี 2567 – 2568 เป็นปี 2569 – 2570 โดยแบ่งปริมาณการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ในปี 2569 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และในปี 2570 จำนวน 100 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2565 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม ได้ลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (MOU) ความร่วมมือการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (Waste-to-Energy) และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม เพื่อร่วมกันบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทน และการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม ภายใต้ขอบเขตอำนาจหน้าที่ของหน่วยงานตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2565 กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการร่วมเพื่อขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม (คณะกรรมการร่วมฯ) และต่อมา เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2565 คณะกรรมการร่วมฯ ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ) โดยประธานกรรมการร่วมฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมแจ้งว่าได้สอบถามข้อมูลจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่ดำเนินการอยู่ พบว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมอยู่ที่ประมาณ 6 บาทต่อหน่วย ซึ่งใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว และเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 ได้รับทราบศักยภาพปริมาณขยะอุตสาหกรรมที่จะใช้สำหรับการผลิตไฟฟ้าตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมเสนอ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ขนาดการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัยจากการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีและเครื่องจักร ซึ่งคิดระยะเวลาที่ภาครัฐ ให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) หลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมจะพิจารณาถึงความพร้อมด้านคุณสมบัติและเทคนิคร่วมกัน เพื่อให้ได้โครงการที่มีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผนที่กำหนด และตอบสนองนโยบายเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงอุตสาหกรรมอย่างยั่งยืน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ ด้านคุณสมบัติ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคล ประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชนจำกัด ที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุน จดทะเบียนขั้นต่ำและวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดซึ่งจะพิจารณากำหนด ให้เหมาะสมกับมูลค่าโครงการ โครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เช่น เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว หรือมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ หรือเป็นผู้ยื่นข้อเสนอ ที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มา และยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติขึ้นต้นเท่านั้น ที่ได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป และด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมในด้านต่างๆ อาทิ ความพร้อมด้านพื้นที่ ด้านเทคโนโลยี ด้านเชื้อเพลิง ด้านการเงิน และความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น ซึ่งผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องมีคะแนนในแต่ละด้าน และคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำ ที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุด (มีความพร้อมมากที่สุด) จะได้รับการพิจารณาเป็นอันดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ ทั้งนี้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าในรายละเอียดตาม ความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย 1) ต้องใช้ขยะอุตสาหกรรมเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น โดยสามารถใช้ขยะอุตสาหกรรมที่เป็นของเสีย ทั้งอันตรายและไม่อันตราย ในส่วนของเชื้อเพลิงเสริมให้ใช้น้ำมันหรือชีวมวลได้ในช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น 2) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรมจะต้องอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตประกอบการอุตสาหกรรมเท่านั้น 3) กำหนดกรรมสิทธิ์ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) และ/หรือ Carbon Credit ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้มีการระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 4) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 5) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรายภาคแบ่งตามศักยภาพเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดกรอบการรับซื้อสูงสุดในส่วนของ 100 เมกะวัตต์แรก สำหรับภาคเหนือ 5 เมกะวัตต์ ภาคกลาง 40 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 20 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 60 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 10 เมกะวัตต์ และภาคใต้ 10 เมกะวัตต์
4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม เป็นการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโดยใช้อัตราเดียวกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ซึ่งมีอัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี อัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ประเมินผลกระทบค่าไฟฟ้าของปริมาณที่จะรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ขายส่ง พบว่าจะเกิดผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.09 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งจะทำให้เกิดค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Policy expense) เฉลี่ย 2,600 ล้านบาทต่อปี
5. สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) กระทรวงทรัพยากร ธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ข้อมูลจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม พบว่าปริมาณกากอุตสาหกรรมที่เกิดขึ้นในปี 2563 มีกากอุตสาหกรรมอันตราย 1.29 ล้านตัน และกากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 16.63 ล้านตัน ซึ่งถูกนำไปกำจัดโดยโรงงาน รับกำจัดกากอุตสาหกรรมที่ได้รับอนุญาต 1.27 ล้านตัน และ 6.44 ล้านตัน ตามลำดับ โดยกากอุตสาหกรรมบางส่วนอาจมีการซื้อขายภายในระหว่างโรงงานอุตสาหกรรม และส่วนที่เหลือไม่ถูกนำไปกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการ รวมถึงมีการลักลอบทิ้งเนื่องจากมีค่าใช้จ่ายในการกำจัดถูกกว่าค่ากำจัดกากอุตสาหกรรม ไม่อันตรายและกากอุตสาหกรรมอันตราย จึงส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียงจากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน (2) ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ 1) สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับกระบวนการจัดการกากอุตสาหกรรมที่เหลือทิ้งจากโรงงานต่างๆ ซึ่งเกิดขึ้นต่อเนื่องทุกปี ป้องกันการลักลอบทิ้ง และสนับสนุนทางเลือกในการจัดการขยะตามหลักวิชาการแทนการฝังกลบซึ่งมีข้อจำกัดด้านพื้นที่และปัญหาการไม่ยอมรับของประชาชน 2) ลดค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับหลุมฝังกลบ ได้แก่ การลงทุนเพื่อพัฒนาชุมชนเพื่อสิ่งแวดล้อม การปิดโครงการ และการฟื้นฟูภายหลังปิดโครงการ เป็นมูลค่า 1,400 ล้านบาท คิดที่อายุการทำงานของหลุมฝังกลบ 20 ปี และปริมาณกากของเสียอุตสาหกรรม ที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ 3) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานทดแทนเพื่อทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลจากกำลังการผลิตไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ ได้ประมาณ 720,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปี เท่ากับการดูดกลับก๊าซเรือนกระจกของพื้นที่ป่าประมาณ 1,095,472 ไร่ ในระยะเวลา 20 ปี คิดเป็นมูลค่าจากการปลูกป่าและดูแลรักษาป่าประมาณ 15,993 ล้านบาท และ (3) เห็นควรเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานจากขยะอุตสาหกรรม เพื่อให้สอดคล้องกับ แผนที่นำทางลดก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วม ที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contributions) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ในปี ค.ศ. 2030 อย่างไรก็ตาม จะต้องคำนึงถึงความเหมาะสมของสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การกำจัดมลพิษที่มีประสิทธิภาพ และการสร้างความเข้าใจให้กับชุมชนโดยรอบด้วย
6. กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันขยะอุตสาหกรรมถูกกำจัดด้วยวิธีฝังกลบ และเผาทำลายในเตาเผา ซึ่งมีข้อจำกัดด้านการยอมรับจากชุมชน และส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในวงกว้าง (2) ปริมาณขยะอุตสาหกรรม จะเพิ่มมากขึ้นตามการเติบโตของเศรษฐกิจ ทำให้เกิดปัญหาการกำจัดไม่ถูกต้องตามหลักวิชาการ ซึ่งทำให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม (3) ปัจจุบันมีขยะอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตรายที่สามารถนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าได้ไม่น้อยกว่า 9 ล้านตันต่อปี ก่อให้เกิดผลประโยชน์ด้านเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม ดังนี้ 1) ลดพื้นที่ฝังกลบ ลดการเผาทำลายในเตาเผาซึ่งมีค่าดำเนินการประมาณ 33,200 ล้านบาท และลดค่าดำเนินการโดยภาคเอกชนในการสร้างหลุมฝังกลบมูลค่า 30,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินกว่า 63,200 ล้านบาท 2) โรงไฟฟ้า ขยะอุตสาหกรรมสามารถผลิตไฟฟ้าทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำให้ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงนำเข้าจากต่างประเทศ 3) เพิ่มการจ้างงานประมาณ 110 ตำแหน่งต่อโรงไฟฟ้า 1 แห่ง ซึ่งจะมีเงินกระจายลงสู่ชุมชนกว่า 9,900 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการ 4) ลดปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการขนส่งขยะอุตสาหกรรมไปยังแหล่งกำจัด มูลค่ากว่า 14,000 ล้านบาท และ 5) เกิดการหมุนเวียนทรัพยากรตามนโยบายเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio Circular Green Economy: BCG) ของรัฐบาล
7. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และพิจารณาให้ความเห็นว่าการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้าถือเป็นสิ่งสำคัญของการจัดหาพลังงานสะอาดในรูปแบบการสร้างมูลค่า ของของเสียจากโรงงานต่าง ๆ อีกทั้งเพื่อช่วยลดปัญหาการลักลอบทิ้งขยะ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียง จากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน นอกจากนี้ยังถือเป็นการช่วยลดก๊าซเรือนกระจกได้อีกด้วย แม้ว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้า จากขยะอุตสาหกรรมจะมีราคาสูง แต่ได้ประโยชน์ที่คุ้มค่าจากการประหยัดค่าใช้จ่ายและเวลาในการแก้ไขปัญหาอื่น ๆ เช่น สังคม สิ่งแวดล้อม และเป็นการสร้างรายได้ให้กับชุมชนจากการจ้างงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 ทั้งนี้ ในการดำเนินโครงการในอนาคตที่เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากวัสดุเหลือใช้ที่เจ้าของวัสดุเหลือใช้มีหน้าที่ตามกฎหมายในการกำจัดวัสดุเหลือใช้ดังกล่าวตามหลักการผู้ก่อมลพิษเป็นผู้จ่าย (Polluter Pays Principles) ต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อค่าไฟในภาพรวมของประเทศ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องการมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณา
เรื่องที่ 7 การขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (ซึ่งคณะกรรมการ ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการฯ) และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาความเหมาะสมโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 และวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดรวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน และต่อมาวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. มีมติเห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 35,800 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท ดังนั้น กฟผ. ได้มีหนังสือถึง ปลัดกระทรวงพลังงาน เรื่อง การร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 เพื่อพิจารณานำเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) (บริษัทฯ) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ในสัดส่วนร้อยละ 50 โดยมีมูลค่าเงินลงทุนตามสัดส่วนดังกล่าวไม่เกิน 16,350 ล้านบาท และหาก ครม. อนุมัติ ให้ถือว่า กฟผ. ได้รับอนุมัติงบประมาณเพื่อการลงทุนตามแผนการประมาณการเบิกจ่ายประจำปี 2565 และ (2) ให้ยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง การจัดตั้งบริษัทฯ และการทำธุรกรรมที่เกี่ยวเนื่องจากการร่วมทุนดังกล่าว
2. โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) [T-2] (LMPT2) ตั้งอยู่ในพื้นที่บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง มีท่าเรือ 1 ท่า ถังเก็บ LNG 2 ถัง สามารถรองรับ LNG ได้ปริมาณ 7.5 ล้านตันต่อปี โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อช่วยส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย รองรับการนำเข้า LNG ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศในระยะยาว และเสริมให้ประเทศไทยก้าวเป็นศูนย์กลางการซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวในภูมิภาคอาเซียน (LNG Regional Hub) ต่อไป ทั้งนี้เมื่อรวมกับโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 1) [T-1] (LMPT1) ที่มีความสามารถรองรับ LNG ได้ในปริมาณ 11.5 ล้านตันต่อปีแล้ว รวม 2 โครงการ จะทำให้ ปตท. มีศักยภาพในการรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 19 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 โดยมีวัตถุประสงค์ของการร่วมทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ดังนี้ (1) เพื่อดำเนินการโครงการก่อสร้างท่าเทียบเรือและ สถานีรับ-จ่าย LNG รวมถึงให้บริการแปรสภาพ LNG จากของเหลว เป็นก๊าซธรรมชาติ ณ บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยมีภารกิจหลักคือรองรับความต้องการในการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างเสถียรภาพและความมั่นคงด้านการใช้พลังงานของประเทศในระยะยาว และ (2) เพื่อดำเนินธุรกิจโดยมุ่งสู่ความเป็นเลิศในการเป็นผู้ให้บริการสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวชั้นนำของโลก ด้วยวิสัยทัศน์ ในการส่งเสริมพลังงานสะอาดและเสริมสร้างความมั่นคงในด้านการใช้พลังงานของประเทศโดยการดำเนินธุรกิจอย่างโปร่งใส และสำนึกในความรับผิดชอบต่อสังคม ซึ่งโครงสร้างการร่วมทุน กฟผ. และ ปตท. จะร่วมกันจัดตั้งบริษัทร่วมทุนใน บริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) (ซึ่ง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท PTTLNG จะพิจารณาชื่อบริษัทที่เหมาะสมเพื่อใช้ในการยื่นจดทะเบียนกับกรมพัฒนาธุรกิจการค้า กระทรวงพาณิชย์ในภายหลัง) จดทะเบียนจัดตั้งในราชอาณาจักรไทย มีผู้ถือหุ้น 2 ราย คือ กฟผ. (สัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 50) และบริษัท PTTLNG (สัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 50) โดยการจัดตั้งบริษัทฯ และการเข้าร่วมทุนของ กฟผ. จะเกิดขึ้นภายหลัง ครม. มีมติอนุมัติให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัทฯ โดยมีขั้นตอน ดังนี้ (1) บริษัท PTTLNG แยกส่วนธุรกิจ (Spin-off) LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง และจัดตั้งบริษัทฯ โดย PTTLNG มีสัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 100 และ (2) บริษัท PTTLNG ขายหุ้นในบริษัทฯ ร้อยละ 50 ให้กับ กฟผ.
3. เหตุผล ความจำเป็นของการขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมอื่นที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างและการทำธุรกรรมดังกล่าว เพื่อดำเนินการตามนโยบายภาครัฐดังกล่าวข้างต้น กฟผ. จะเข้าซื้อหุ้นร้อยละ 50 ในบริษัทร่วมทุนใหม่ที่จะจัดตั้งขึ้นโดย PTTLNG ซึ่งเป็นบริษัทที่ ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 นั้น PTTLNG จะต้องดำเนินการแบ่งแยก และโอนทรัพย์สินของ LMPT2 ไปยังบริษัทร่วมทุนใหม่ จึงทำให้เกิดภาระภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ เกิดขึ้น ส่งผลกระทบต่อราคาโครงการมีมูลค่าสูงขึ้นซึ่งในที่สุดแล้วจะส่งผลให้ต้นทุนทางพลังงานของประเทศเพิ่มสูงขึ้นด้วย ดังนั้น กฟผ. จึงเป็นตัวแทนของผู้ร่วมทุนในการเสนอขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจาก แบ่งแยก และโอนทรัพย์สินของ PTTLNG ไปยังบริษัทร่วมทุนใหม่โดยขอให้พิจารณายกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่มและค่าธรรมเนียมต่าง ๆ ดังต่อไปนี้
3.1 ภาษีมูลค่าเพิ่ม เบี้ยปรับ และเงินเพิ่มที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง และการโอนทรัพย์สิน โดยการถือปฏิบัติตามประกาศอธิบดีกรมสรรพากร เกี่ยวกับภาษีมูลค่าเพิ่ม (ฉบับที่ 42) ข้อ 2(4) อันเกี่ยวกับภาษีซื้อที่เกิดจากการก่อสร้างอาคารหรืออสังหาริมทรัพย์เพื่อใช้หรือจะใช้ในกิจการประเภทที่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่ม และต่อมาได้โอนขายภายในระยะเวลาสามปีนับแต่เดือนภาษีที่ก่อสร้างเสร็จสมบูรณ์ เพื่อให้ PTTLNG สามารถนำภาษีซื้อที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างโครงการ LMPT2 มาหักในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มได้ เพื่อไม่ก่อให้เกิดภาษีซื้อต้องห้าม จากการโอนสิ่งปลูกสร้างในโครงการ LMPT2 ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ ซึ่งมีภาษีมูลค่าเพิ่ม ในอัตราร้อยละ 7 ตามมาตรา 77/1 แห่งประมวลรัษฎากร สำหรับมูลค่าที่ได้รับ จากการโอนขายทรัพย์สินที่มิใช่อสังหาริมทรัพย์ ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่
3.2 ภาษีและค่าธรรมเนียมอื่นในขั้นตอนการโอน โดยคิดจากภาษีธุรกิจเฉพาะ ในอัตราร้อยละ 3.3 ตามมาตรา 91/2 แห่งประมวลรัษฎากร ที่เกิดขึ้นจากรายรับที่ได้จากการโอนขายอสังหาริมทรัพย์ อาทิ ที่ดิน สิ่งปลูกสร้าง และอาคาร ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ และค่าธรรมเนียมการโอนอสังหาริมทรัพย์ในอัตราร้อยละ 2 ตามข้อ 2(7)(ก) แห่งกฎกระทรวง ฉบับที่ 47 (พ.ศ. 2541) ออกตามความในพระราชบัญญัติให้ใช้ประมวลกฎหมายที่ดิน พ.ศ.2497 ที่เกิดจากการโอนอสังหาริมทรัพย์ ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ รวมถึงอากรแสตมป์จากการกระทำตราสารใด ๆ อันเกี่ยวเนื่องมาจากการโอนทรัพย์สินและกิจการให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ ตลอดจนการจดทะเบียนจัดตั้ง การเพิ่มทุน และการโอนหุ้นของบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่
3.3 ภาษีเงินได้นิติบุคคลที่เกิดจากกำไรจากการโอนทรัพย์สิน โดยคิดจากภาษีเงินได้นิติบุคคล ในอัตราร้อยละ 20 ตามมาตรา 65 และมาตรา 66 แห่งประมวลรัษฎากร ให้กับบริษัท PTTLNG สำหรับกำไรที่เกิดขึ้นจากการโอนทรัพย์สินและกิจการที่เป็นราคายุติธรรมของโครงการ LMPT2 ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่
3.4 ประมาณการภาระภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมอื่นที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างและการทำธุรกรรมที่เกี่ยวข้องประมาณ 5,300 ล้านบาทและภาระภาษีเงินได้นิติบุคคลประมาณ 1,275 ล้านบาท รวมทั้งสิ้นประมาณ 6,575 ล้านบาท (ยอด ณ เดือนเมษายน 2565) โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ภาษีเงินได้นิติบุคคล คำนวณจากร้อยละ 20 ของกำไรจากการขายหุ้น / การขายทรัพย์สิน (2) ภาษีธุรกิจเฉพาะ (SBT) คำนวณจาก ร้อยละ 3.3 ของราคาโอนอสังหาริมทรัพย์ (3) ค่าธรรมเนียมการโอนอสังหาริมทรัพย์ (TF) คำนวณจากร้อยละ 2 ของราคาประเมินของกรมธนารักษ์ (4) ภาษีซื้อต้องห้าม (VAT) ของภาษีซื้อที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว และภาษีซื้อที่ยังมิได้นำไปรวมคำนวณใน ภพ 30 คำนวณจากร้อยละ 7 ของมูลค่าก่อสร้างอสังหาริมทรัพย์ (5) เบี้ยปรับ (VAT Penalty) คำนวณจากร้อยละ 20 ของภาษีซื้อต้องห้ามตามภาษีซื้อที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว (6) เงินเพิ่ม (VAT Surcharge) คำนวณจากร้อยละ 1.5 ต่อเดือนของภาษีซื้อต้องห้ามที่ต้องชำระตามภาษีซื้อ ที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว (7) อากรแสตมป์ (SD) คำนวณจากร้อยละ 0.1 ตามราคาในตราสารการโอนหุ้น และ (8) ภาษีขายจากการโอนกิจการคำนวณจากร้อยละ 7 ของราคาโอนสังหาริมทรัพย์
3.5 ผลกระทบจากภาษี หากการร่วมลงทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ไม่ได้รับการยกเว้นภาษีที่เกี่ยวข้องทั้งหมด จำนวน 6,575 ล้านบาท จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.34 บาทต่อล้านบีทียู และค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.16 สตางค์ต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ 40 ปี ซึ่งจะทำให้นโยบายของภาครัฐจากการที่ให้ กฟผ. ยกเลิกการลงทุนในโครงการ FSRU มาเป็นร่วมลงทุนระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ในโครงการดังกล่าว เพื่อลดภาระการลงทุนของประเทศในภาพรวม ส่งผลให้ต้นทุนค่าก๊าซและค่าผลิตไฟฟ้าในภาพรวมลดลงน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้
4. การดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 43 (1) แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 และพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2535 โดยที่เรื่องดังกล่าวต้องขอรับความเห็นจากคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2558 และวันที่ 22 กันยายน 2558 กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงได้มีหนังสือขอให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจนำเสนอคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ในสัดส่วนร้อยละ 50 โดยมีมูลค่าเงินลงทุนตามสัดส่วนดังกล่าวไม่เกิน 16,350 ล้านบาท แล้ว โดยเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกรมสรรพากร เรื่อง การร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง เพื่อให้กรมสรรพากรทราบว่าปัจจุบัน กฟผ. ได้ดำเนินการเสนอเรื่องดังกล่าวต่อ พน. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการร่วมทุนในบริษัทฯ และขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง การจัดตั้งบริษัทฯ และการทำธุรกรรมที่เกี่ยวเนื่องจากการร่วมทุนดังกล่าว เพื่อนำเสนอ ครม. อนุมัติแล้ว
5. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาและมีความเห็นว่า การร่วมทุนไม่ควรสร้างภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมให้กับประชาชน โดยเฉพาะอย่างยิ่งผู้ใช้บริการที่อยู่ในภาคครัวเรือน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี มีวัตถุประสงค์เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดรวมถึงไม่สร้างภาระ แก่ประชาชน ดังนั้นหากการร่วมลงทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ได้รับการยกเว้นภาษีที่จัดเก็บโดยกรมสรรพากรที่เกี่ยวข้องทั้งหมด จะส่งผลทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) และค่าผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งเป็นประโยชน์ต่อภาพรวมของประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ยกเว้นภาษีที่จัดเก็บโดยกรมสรรพากรที่เกี่ยวข้องทั้งหมด ตามที่ กฟผ. เสนอ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องการขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีมติเห็นชอบ ร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) และนายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 โดยคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 มีมติเห็นชอบกรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (ปี 2565 – 2570) เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนบูรณาการฯ ต่อไป และเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการ การลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ แล้วเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2565 ซึ่งเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ มีมติรับทราบกรอบการจัดทำ แผนบูรณาการฯ และเห็นชอบหลักเกณฑ์การพิจารณากลั่นกรองโครงการที่บรรจุในแผนบูรณาการฯ โดยโครงการและแผนงานดังกล่าวทั้ง 3 การไฟฟ้า ต้องบรรจุอยู่ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาโครงการ และแผนงาน และงบลงทุนประจำปี จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและคณะรัฐมนตรี (ครม.) โดยจะเริ่มใช้เงื่อนไขดังกล่าวเมื่อแผนบูรณาการฯ แล้วเสร็จ ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม 2565และจะมีผลบังคับใช้ ในปีงบประมาณ 2566 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ในระหว่างแผนบูรณาการฯ ยังไม่ได้รับการอนุมัติจาก กพช. ให้หน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาโครงการและแผนงาน สามารถดำเนินการตามขั้นตอนที่ผ่านมาไปพลางก่อน
2. คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ กำหนดกรอบแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี โดยเริ่มตั้งแต่ ปี 2565 - 2570 เพื่อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 13 และกำหนดแผนการดำเนินงาน โดยให้จัดทำแล้วเสร็จและนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565 ซึ่งมีหลักการแผนบูรณาการฯ ภายใต้กรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง กำหนดให้ (1) แผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ (1.1) แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า (1.2) แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และ (1.3) โครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดการบูรณาการการลงทุนและจัดลำดับความสำคัญของโครงการทั้งในส่วนระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่าย รวมทั้งการจัดตั้งโครงการลงทุนหรือวิจัยและพัฒนาร่วมกันในรูปแบบหรือ พื้นที่ต่างๆ ได้แก่ การดำเนินโครงการ Smart Grid/Micro Grid และ Energy trading Platform การบูรณาการด้านข้อมูล (Data Harmonization) และการวิเคราะห์ข้อมูล หรือการสร้าง Platform ด้านพลังงานต่างๆ เพื่อให้เกิดการสร้างรายได้หรือระบบหรือกลไกดำเนินงานร่วมกัน เป็นต้น (2) กรอบระยะเวลาของแผนบูรณาการฯ มีระยะ 5 ปี และจะมีการทบทวนทุกๆ 5 ปี หรือกรณีที่สถานการณ์ต่างๆ เช่น เทคโนโลยี นโยบาย มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมีนัยสำคัญ และ (3) โครงการลงทุนของ 3 การไฟฟ้าที่สำคัญ/จำเป็น หรือโครงการ ที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท ต้องกำหนดไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากกระทรวงมหาดไทย กระทรวงพลังงาน สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ และ ครม.
3. จากเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการฯ ซึ่งต้องมีการกำหนดโครงการและแผนงานไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและ ครม. แต่เนื่องจากปัจจุบันกระทรวงพลังงานยังอยู่ระหว่างการจัดทำแผนบูรณาการฯ ตามแผนการดำเนินงาน โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จปลายปี 2565 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอให้มีการยกเว้นเงื่อนไขดังกล่าวสำหรับโครงการและแผนงาน ปี 2565 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สามารถพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานได้อย่างต่อเนื่อง และให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการยกเว้นเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า สำหรับโครงการและแผนงาน ปี 2565
2. มอบหมายให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า เร่งรัดจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน ระยะ 5 ปี (แผนบูรณาการฯ) ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว และดำเนินการพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นในระหว่างที่แผนบูรณาการฯ ยังไม่แล้วเสร็จ เพื่อให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดไม่ซ้ำซ้อนและไม่เป็นต้นทุนส่วนเกินของประชาชน