Super User
ประกาศราคากลาง ร่างรายละเอียดและข้อกำหนด (TOR) โครงการพัฒนาสื่อดิจิทัล/อิเล็กทรอนิกส์ด้านพลังงานเพื่อบูรณาการในการเรียนการสอนระดับประถมและมัธยมศึกษา
ประกาศ ¦ เอกสารประกวดราคา ¦ TOR ¦ ราคากลาง
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 28 กุมภาพันธ์ 60
กพช. ครั้งที่ 10 วันพฤหัสบดีที่ 8 ธันวาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2559 (ครั้งที่ 10)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 8 ธันวาคม 2559 เวลา 09.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานการณ์พลังงานปี 2559 และแนวโน้มปี 2560
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
5. รายงานผลการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)
6. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
7. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
8. แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
10. แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง(2)
11. รายงานความคืบหน้าเกี่ยวกับคดีปกครองที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติถูกฟ้องร้อง
12. ปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประจำปี 2560
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2559 และแนวโน้มปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงานปี 2559 มีภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นอยู่ที่ 2,648 พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ที่ขยายตัวร้อยละ 3.2 ทั้งนี้ การนำเข้าพลังงานขั้นต้น (สุทธิ) คิดเป็นร้อยละ 48 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 744 พันล้านบาท หรือร้อยละ 8 ของ GDP สรุปสถานการณ์การใช้พลังงานแต่ละชนิด ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 61.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 จากปีก่อน จากราคาขายปลีกที่ปรับตัวลดลง (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 29.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 10.1 จากปีก่อน จากราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลก ประกอบกับผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV เปลี่ยนกลับไปใช้น้ำมันมากขึ้น (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 17.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.0 จากปีก่อน ตามภาคการท่องเที่ยวที่ขยายตัวได้ดี โดยในปี 2559 มีนักท่องเที่ยวต่างชาติที่เข้ามาประเทศไทย 33 ล้านคน เพิ่มขึ้นประมาณ 3 ล้านคน จากปีก่อน (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้อยู่ที่ 6,078 พันตัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 9.2 โดยภาคครัวเรือนมีสัดส่วนการใช้สูงสุด ที่ร้อยละ 35 เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 การใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี มีสัดส่วนการใช้ร้อยละ 29 ลดลงร้อยละ 16.5 เนื่องจากการเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่นทดแทน และภาคขนส่ง มีสัดส่วนการใช้ร้อยละ 24 ลดลงร้อยละ 15.6 จากการปรับลดลงของราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลให้ผู้ใช้รถยนต์ LPG บางส่วนเปลี่ยนไปใช้น้ำมันทดแทน (5) การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ 182,301 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 จากปีก่อน เนื่องจากสภาพอากาศที่ร้อนจัดโดยเฉพาะในช่วงครึ่งแรกของปี ประกอบกับการขยายตัวของภาคธุรกิจโดยเฉพาะภาคการท่องเที่ยวและการก่อสร้าง โดยการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจ ยกเว้นภาคเกษตรกรรมที่ลดลงจากปัญหาภัยแล้งที่ส่งผลให้ปริมาณน้ำไม่เพียงพอสำหรับทำการเกษตรในบางพื้นที่ ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) เกิดเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2559 เวลา 14.00 น. โดยในระบบของ 3 การไฟฟ้าอยู่ที่ 30,973 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.8 (Peak ในระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ที่ 29,619 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ Peak ที่สูงขึ้นมากเป็นผลจากปัจจัยอุณหภูมิ โดยเดือนเมษายนอุณหภูมิเฉลี่ยสูงขึ้นกว่าค่าปกติประมาณ 2 องศาเซลเซียส และอากาศร้อนจัดสะสมต่อเนื่องยาวนานหลายพื้นที่จนถึงครึ่งเดือนแรกของเดือนพฤษภาคมทำให้มีการใช้เครื่องใช้ไฟฟ้าเพื่อทำความเย็นเพิ่มมากขึ้น สำหรับการผลิตไฟฟ้า ในปี 2559 อยู่ที่ 197,908 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.4 จากปีก่อน โดยเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 66 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 4 มีการผลิตเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.2 เป็นไปตามนโยบายของกระทรวงพลังงานในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า
2. แนวโน้มความต้องการใช้พลังงานปี 2560 มีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจที่ร้อยละ 3.0 - 4.0 ตามการประมาณการของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2560 อยู่ในช่วง 42 – 52 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ย อยู่ในช่วง 35.3 – 36.3 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คาดการณ์ว่าการใช้พลังงานขั้นต้นจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 ตามภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัว โดยเพิ่มขึ้นทุกประเภท ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 จากการใช้น้ำมันดีเซลที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 การใช้เบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ขยับสูงขึ้นเล็กน้อยแต่ยังคงอยู่ในระดับต่ำ การใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ตามมาตรการกระตุ้นการท่องเที่ยว การใช้น้ำมันเตาคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.2 ในขณะที่การใช้ LPG ส่วนที่ไม่รวมการใช้ ใน Feed stocks ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คาดว่าจะลดลงร้อยละ 4.1 (2) การใช้ก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4 ตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) โดยปี 2560 จะมีสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 ระยะที่ 2 ซึ่งจะช่วยเพิ่มปริมาณสำรอง LNG จาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 10 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มมากขึ้น (3) การใช้ถ่านหิน/ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.5 (4) การใช้พลังงานทดแทนคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 และ (5) การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 30.4
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2559 และแนวโน้มปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบปี 2559 อยู่ในช่วง 27 – 49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดจากปีก่อน 11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปี 2559 อยู่ในช่วง 36 – 63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยอยู่ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากปีก่อน 14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลง 14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (3) ราคาก๊าซ LPG เคลื่อนไหวอยู่ที่ 287 - 410 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 336 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับลดลงจากปีก่อน 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และ (4) ราคา LNG เคลื่อนไหวอยู่ที่ 4.00 – 7.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 5.46 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียูปรับลดลง 1.99 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ คาดการณ์แนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบ ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซินออกเทน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยอยู่ที่ 65 และ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาก๊าซ LPG ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคา LNG ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ 7.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปี 2560 คาดว่าจะมี การใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 ตามภาวะเศรษฐกิจที่จะปรับตัวดีขึ้น และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ในระบบของ 3 การไฟฟ้า ปี 2560 จะอยู่ที่ระดับ 31,365 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.3 (Peak ในระบบ กฟผ. อยู่ที่ 29,543 เมกะวัตต์) ใกล้เคียงกับที่คาดการณ์ไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ทั้งนี้ ในปี 2558 – 2560 คาดว่าความยืดหยุ่นของการใช้ไฟฟ้า (Electricity Elasticity) เฉลี่ยอยู่ที่ 1.207 มีแนวโน้มสูงขึ้น จากการใช้ไฟฟ้าภาคครัวเรือน และการขยายตัวของการใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจโดยเฉพาะภาคการท่องเที่ยว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน ตุลาคม 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,218 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,215 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,985 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,471 เมกะวัตต์ (2) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและรอ COD จำนวน 211 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,279 เมกะวัตต์ และ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 22 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 465 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐเพิ่มขึ้นจากที่ได้เสนอ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 รวม 60 เมกะวัตต์ ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม มีกำลังการผลิตติดตั้งเพิ่มขึ้น 42 เมกะวัตต์ (2) การขยายโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้งานที่เพิ่มขึ้น แบ่งเป็น กลุ่มเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มขึ้น 1 เมกะวัตต์ กลุ่มเชื้อเพลิงชีวมวลเพิ่มขึ้น 23 เมกะวัตต์ และกลุ่มเชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพ เพิ่มขึ้น 4 เมกะวัตต์ และ (3) การปรับปรุงข้อมูลของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้ำ โดยแก้ไขกำลังการผลิตติดตั้งในโครงการที่มีข้อมูลซ้ำกัน ทำให้กำลังการผลิตติดตั้งลดลง 10 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และวันที่ 18 เมษายน 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยมีโครงการที่ผ่านคุณสมบัติ ได้เข้าร่วมจำนวน 167 ราย ต่อมาได้จับสลากเพื่อคัดเลือกและประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 จำนวน 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 สถานภาพปัจจุบัน ได้ลงนาม PPA แล้ว 65 โครงการ อยู่ระหว่างพิจารณายกเลิกตอบรับซื้อไฟฟ้า 2 โครงการ ทั้งนี้ โครงการส่วนใหญ่อยู่ระหว่างดำเนินการขอใบอนุญาต
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) รับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป็นลำดับแรก เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ และประเภทชีวมวลเป็นลำดับที่สอง เป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) ประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ได้รับการคัดเลือก 1 ราย คือ บริษัท พลังงานไทยเสริมสุข จำกัด เสนอส่วนลด FiTF ร้อยละ 10.25 กำลังการผลิตติดตั้ง 2.00 เมกะวัตต์ ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต (2) ประเภทชีวมวล ได้รับการคัดเลือก 4 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 1 จำกัด ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 2 จำกัด ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวลรุ่งทิวาไบโอแมส ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 5 จำกัด ขนาด 6.3 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการลงนามสัญญาฯ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เพิ่มเติมเพื่อให้ครบตามเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับปรุงข้อมูลศักยภาพระบบไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลาที่เหลือจากการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการระยะที่ 1
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน ดังนี้ (1) ขยะอุตสาหกรรม กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้เป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมาย AEDP และเห็นชอบอัตรารับซื้อ FiT ขยะอุตสาหกรรม และเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรก และให้รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 และดำเนินการรับยื่นคำร้องข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในวันที่ 22 - 28 กันยายน 2559 และเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 ได้ประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกฯ จำนวน 7 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวมไม่เกิน 30.78 เมกะวัตต์ กำลังผลิตติดตั้งรวมไม่เกิน 41.83 เมกะวัตต์ โดยต้องลงนาม PPA ภายใน 25 กุมภาพันธ์ 2560 และกำหนด วันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน 31 ธันวาคม 2560 และ (2) ขยะชุมชน กกพ. ได้ประกาศ การจัดหาไฟฟ้าและหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าโครงการขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2559 โดยมีเป้าหมายรับซื้อในระยะนี้ 8 จังหวัด ตามโครงการที่มีความพร้อมดำเนินการระยะแรก (Quick Win Project) จากกระทรวงมหาดไทย โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน 31 ธันวาคม 256
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2557 กพช. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะกรรมการฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ ผู้แทน สนพ. และผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และกรรมการประกอบด้วย เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ อธิบดี พพ. อธิบดีกรมโรงงานอุตสาหกรรม อธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง เลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อัยการสูงสุด ประธาน กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยคณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแนวทางที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ และกำกับ ติดตาม เร่งรัดการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งปฏิบัติหน้าที่เป็นศูนย์ประสานการพิจารณาออกใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าของหลายหน่วยงานให้ได้ข้อยุติและมีความพร้อมก่อนเสนอให้ กกพ. พิจารณาออกใบอนุญาตต่อไป ประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อเสนอแนะต่อ กพช. เป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม
2. ผลการดำเนินการของคณะกรรมการฯ สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับปรุงขั้นตอนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้มีความคล่องตัวมากขึ้นและเป็นรูปแบบ One Stop Service (2) การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (รูปแบบ Adder) ของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยมีการประชุมรวม 11 ครั้ง พิจารณาโครงการฯ ทั้งหมด 125 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 740.64 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยชีวมวล 444.83 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 78.92 เมกะวัตต์ และขยะ 216.89 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มีโครงการที่เห็นควรให้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 18 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 53.06 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าโดยการไฟฟ้าพิจารณาดำเนินการลงนามในสัญญา จำนวน 107 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 687.58 เมกะวัตต์(3) พิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar ค้างท่อ) รูปแบบ FiT อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งหมด 4 ครั้ง รวมตอบรับซื้อ 172 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 989.675 เมกะวัตต์สูงสุด (MWp) (4) อนุมัติร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 และได้จัดส่งร่างหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้ กกพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 (5) เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 ได้เห็นชอบเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ4 อำเภอในจังหวัดสงขลา กำลังผลิตติดตั้งรวม 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธี Competitive Bidding โดยให้ กฟผ. ลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation) ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเรื่องดังกล่าวในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้เปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวลไม่เกิน 36 เมกะวัตต์ และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีการคัดเลือกโครงการแล้ว
3. คณะกรรมการฯ ได้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder ครบแล้ว ระยะต่อไปจะส่งต่อภารกิจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT Bidding และการกำกับดูแลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไปยัง กกพ. ทั้งนี้ คณะกรรมการฯ จะยังคงดำเนินการในเรื่องคดีฟ้องร้องที่เกิดขึ้นให้เป็นอันสิ้นสุด ซึ่งภายหลังสิ้นสุดคดีฟ้องร้องต่างๆ แล้ว จะขอยุติบทบาทของคณะกรรมการฯ แต่หากมีประเด็นที่จะต้องวินิจฉัยที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder ให้ กกพ. พิจารณาตามอำนาจหน้าที่ตาม พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงานต่อไป ทั้งนี้ แนวนโยบายการส่งเสริมไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนระยะต่อไป กระทรวงพลังงานจะดำเนินการโดยใช้กลไกคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กกพ. เป็นหลัก เน้นเรื่องการผสมผสานเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนหลายๆ ประเภท (Hybrid) และเป็นสัญญาประเภท Firm โดยจะมีมาตรการส่งเสริมให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่เป็น Non-Firm เปลี่ยนเป็น Firm และจูงใจให้นำเทคโนโลยี Energy Storage เพื่อรับไฟฟ้าส่วนเกินมาใช้ประโยชน์ ในช่วงเวลาที่ต้องการ นอกจากนั้น จะเน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามศักยภาพของพื้นที่ (RE Zoning) เพื่อลดการแย่งชิงเชื้อเพลิง รวมทั้งทำให้เกิดการแข่งขันการเสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบในรูปแบบ Competitive Bidding
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงมหาดไทย กกพ. กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท โดยคำนึงถึงความคุ้มค่าและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการพัฒนาแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงาน กกพ. พพ. กฟผ. กฟภ. กฟน. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ร่วมดำเนินการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงาน ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย และต่อมาเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2559 และวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณดำเนินการ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติเชิงรูปธรรมในช่วงปี 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้มาพิจารณาทบทวนความเหมาะสม ในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยแนวทางการการขับเคลื่อนระยะสั้น กำหนดให้มีการพัฒนาและขับเคลื่อน 5 เทคโนโลยีหลัก ได้แก่ (1) ระบบบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) (2) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า (Pricing and Incentive Design and Demand Response) (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก (Micro Grid) (4) ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) และ (5) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Forecast System) และเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด จึงได้กำหนดการพัฒนาทั้ง 5 เทคโนโลยีให้อยู่ภายใต้ 3 เสาหลักของการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) นอกจากนี้จะสนับสนุนกิจกรรมอื่นซึ่งไม่อยู่ภายใต้เสาหลักแต่มีความสำคัญในภาพรวมและจำเป็นต้องได้รับการดำเนินการคู่ขนานไปด้วย ได้แก่ การพัฒนา ขีดความสามารถในประเทศ การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและบุคคลทั่วไป และการเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน
3. โครงสร้างและส่วนประกอบของแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น สรุปได้ดังนี้ (1) การเตรียมโครงสร้าง โดยจัดตั้งคณะทำงานขึ้น 2 ชุด ได้แก่ คณะกำกับการขับเคลื่อนแผนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย และคณะทำงานขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย (2) เสาหลักที่ 1 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับการตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงพีค (Negawatt) ปริมาณ 350 เมกะวัตต์ การสนับสนุนการเข้ามามีส่วนร่วมของภาคเอกชนในการตอบสนองด้านโหลด และการพัฒนาการตอบสนองด้านโหลดไปสู่รูปแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Automated Demand Response) (3) เสาหลักที่ 2 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนเพื่อนำไปสู่เป้าหมายในการจัดตั้งศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป (4) เสาหลักที่ 3 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์ที่มีระบบกักเก็บพลังงานเป็นส่วนสนับสนุนการแยกตัวอย่างเป็นอิสระ (Islanding) จำนวน 3 โครงการในพื้นที่ศักยภาพ เช่น เมืองอัจฉริยะ (Smart City) เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ และพื้นที่ห่างไกล (5) การพัฒนา ขีดความสามารถด้านสมาร์ทกริดในประเทศ ประกอบด้วย การศึกษาวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อทดแทนการนำเข้าจากต่างประเทศ การพัฒนาขีดความสามารถบุคลากรและการพัฒนาองค์กรเพื่อสนับสนุนการขับเคลื่อน (6) การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ประกอบด้วย การจัดตั้งศูนย์ข้อมูลด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยเพื่อเป็นศูนย์กลางในการสื่อสารประชาสัมพันธ์ (7) การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน ประกอบด้วย การรวบรวมแผนการลงทุนของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง การเข้าถึงแหล่งเงินทุนที่มีในปัจจุบันให้สะดวกมากขึ้น การปรับกระบวนการและกฎระเบียบให้เอื้อต่อการร่วมทุนระหว่างภาครัฐและภาคเอกชน การจัดหาแหล่งเงินทุนอื่นๆ เพื่อขับเคลื่อนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ และ (8) การจัดทำ ร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ในระยะปานกลางเพื่อให้มีความต่อเนื่องในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระยะสั้นไปสู่ระยะกลางในปี พ.ศ. 2564 - 2565
4. กรอบงบประมาณการดำเนินการภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) ภาพรวมกรอบงบประมาณการดำเนินงานสำหรับแผนการขับเคลื่อนฯ คิดเป็นงบประมาณการดำเนินการทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท แยกตามหน่วยงานที่รับผิดชอบ ดังนี้ สนพ. กฟผ. กฟน. กฟภ. และ สำนักงาน กกพ. 433 169 436 1,018 และ 26 ล้านบาท ตามลำดับ (2) กรอบงบประมาณภายใต้แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 จำนวน 20 โครงการ มีรายละเอียดดังนี้ การบริหารและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการขับเคลื่อนฯ 63 ล้านบาท เสาหลักที่ 1: DR & EMS จำนวน 6 โครงการ 974 ล้านบาท เสาหลักที่ 2: RE Forecast จำนวน 3 โครงการ 49 ล้านบาท เสาหลักที่ 3: Micro Grid & ESS จำนวน 4 โครงการ 646 ล้านบาท การส่งเสริมขีดความสามารถ 300 ล้านบาท การสื่อสารทำความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 50 ล้านบาท ทั้งนี้ เป้าหมายในภาพรวมของแผนขับเคลื่อนฯ คือ การเกิดขึ้นของธุรกิจด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยภายในปี 2564 โดยเป้าหมายและผลประโยชน์ในภาพรวมจะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าฯ เกิดการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงที่เกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือ การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าแบบ Negawatt เป็นปริมาณ 350 เมกะวัตต์ นอกจากนี้การดำเนินการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าจะได้รับการพัฒนาให้เป็นแบบอัตโนมัติมากขึ้น (2) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเกิดศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเน้นการพยากรณ์ในพื้นที่ที่มีความจำเป็นก่อนเป็นลำดับแรก (3) เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เกิดการใช้งานระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์จำนวน 3 – 5 โครงการในพื้นที่ที่มีศักยภาพ รวมถึงทำให้การบริหารจัดการการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
5. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และรายงานให้ กพช. เพื่อทราบต่อไป (2) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)
กรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายไกรสีห์ กรรณสูต) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2558 เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2558 ได้เห็นชอบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2558 ซึ่งได้กำหนดให้ค่าใช้จ่ายตามมาตรการ Demand Response เพื่อส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ ที่ กกพ. กำหนด เป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) ซึ่ง สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาโครงการพัฒนา Demand Response สำหรับประเทศไทย ระยะที่ 1 และระยะที่ 2 รวมถึงได้ดำเนินโครงการนำร่องเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาคไฟฟ้าจากเหตุการณ์หยุดซ่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติในปี 2557 - 2558 รวม 4 ครั้ง ต่อมาได้นำผลการศึกษาและบทเรียนจากโครงการนำร่องที่ผ่านมา รวมทั้งทบทวนกรอบนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) และอัตรา Demand Response ซึ่งจะกำหนดเป็นอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษเรียกว่า “อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)” เพื่อทดลองใช้เป็นการทั่วไปในปี 2560 - 2561 และให้ทบทวนเพื่อประกาศใช้เป็นมาตรการถาวรในปี 2562 ขนานกับการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายรัฐสำหรับปี 2559 - 2563 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบมาตรการและอัตรา Demand Response ที่ผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็นแล้ว
2. หลักการและเหตุผลในการจัดทำมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เนื่องจากที่ผ่านมาในการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (System Peak) คือการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ต้องใช้เชื้อเพลิงราคาสูงแต่สามารถสั่งเดินเครื่องได้อย่างรวดเร็ว รวมถึงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเพื่อรองรับช่วงเวลาดังกล่าวเพียงไม่กี่ชั่วโมงในหนึ่งปี ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น ดังนั้น การนำมาตรการที่ส่งเสริมให้ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หรือในช่วงที่มีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายสูงมากมาใช้อย่างมีประสิทธิผล จะลดความจำเป็นในการลงทุนสำรองกำลังการผลิตและการใช้กำลังการผลิตส่วนที่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงสูงลงได้ โดยมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) มีวัตถุประสงค์ระยะยาวเพื่อลดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ใช้ในการรองรับช่วงเวลาที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peaking Plant) ซึ่งมีต้นทุนสูง เสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาวะคับขัน และรองรับการเติบโตของการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนแบบ Non-firm รวมถึงการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าและแผนพัฒนา Smart Grid โดยสามารถใช้มาตรการ Demand Response ในลักษณะเป็นโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant) และกำลังผลิตสำรอง (Spinning Reserve) ได้ และมีวัตถุประสงค์สำหรับปี 2560 - 2561 ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาการใช้มาตรการ Demand Response ของประเทศไทยต่อเนื่องจากการดำเนินการโครงการนำร่อง ซึ่ง ได้ดำเนินการในช่วงปี 2556 - 2558 ไปสู่การเป็นมาตรการที่ระบบไฟฟ้าสามารถพึ่งพาได้ (Reliable) ทดแทนการสร้างโรงไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงต้นทุนสูง (2) เพื่อสร้างความตระหนักรู้และเตรียมความพร้อมให้กับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องในการสื่อสารและตอบสนองต่อความต้องการของระบบไฟฟ้ารวมถึงพัฒนาตลาดการลดการใช้ไฟฟ้า (3) เพื่อทดลองและเก็บข้อมูลการใช้มาตรการ Demand Response รูปแบบต่างๆ ทั้งรูปแบบการจ่ายเงินชดเชยและการให้ส่วนลดในอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงกลไกตลาด สำหรับทบทวนและปรับปรุงรายละเอียดของมาตรการ Demand Response ในระยะถัดไป และ (4) เพื่อลดการใช้กำลังไฟฟ้ารวมอย่างน้อย 500 เมกะวัตต์ ที่ตอบสนองต่อความต้องการของระบบในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในปี 2560 และ 2561
3. อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate) หมายถึง อัตราค่าตอบแทนเป็นเงินชดเชย หรือส่วนลดในอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าหรือผู้รวบรวมการลดการใช้ไฟฟ้า (Load Aggregator) ได้รับเป็นการตอบแทนในการลดการใช้ไฟฟ้าตามเงื่อนไขของมาตรการ เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าได้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้องการใช้สูงสุด โดย Demand Response Rate สำหรับปี 2560 - 2561 ประกอบด้วยอัตราตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า 3 มาตรการหลัก และ 4 มาตรการย่อย ได้แก่ มาตรการ Critical Peak Pricing (CPP) มาตรการ Interruptible/Curtailable Service (I/C) และมาตรการ Emergency Demand Response Program (EDRP) โดยมาตรการ I/C แบ่งออกเป็นมาตรการย่อย คือ มาตรการ Interruptible Load Program (ILP) และมาตรการ Direct Load Control (DLC) และมีเป้าหมายการลดการใช้ไฟฟ้าทั้ง 4 มาตรการร่วมกัน 500 เมกะวัตต์ โดยทุกมาตรการเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 4 และ 5 สมัครเข้าร่วมได้ ซึ่งสามารถเลือกเข้าร่วมได้เพียงมาตรการเดียว และจะได้รับค่าชดเชย/ส่วนลด ในอัตราที่กำหนดตามมาตรการซึ่งเท่ากับร้อยละ 60 ของอัตราเงินชดเชยสูงสุดที่คำนวณได้จาก Avoided Cost โดยสรุปรายละเอียดแต่ละมาตรการย่อยได้ดังนี้
3.1 มาตรการ CPP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 100 เมกะวัตต์ Demand Response Rate สำหรับมาตรการ CPP ใช้หลักการเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) โดยแบ่งช่วงเวลาของการใช้ออกเป็น 3 ช่วงเวลา คือ ช่วง Critical Peak (13.00 - 15.00 น. วันทำการ) ช่วง Peak (9.00 - 13.00 น. และ 15.00 - 22.00 น. วันทำการ) และช่วง Off-peak (22.00 - 9.00 น. และวันหยุด) ในเดือนเมษายน - พฤษภาคม ซึ่งเป็นฤดูร้อนและเป็นช่วงเวลาที่มีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปี ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการตอบรับเข้าร่วมมาตรการจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะจ่ายค่าไฟฟ้าตามอัตรา CPP ซึ่งมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ช่วง Critical Peak (ในช่วง 9.1617 – 9.6659 บาท/kWh) สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Peak (ในช่วง 4.1283 – 4.3555 บาท/kWh) และได้รับอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Off-Peak (ในช่วง 1.3379 – 1.3646 บาท/kWh) ต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Off-Peak ตามอัตรา TOU ปกติ (ในช่วง 2.6107 – 2.6627 บาท/kWh)
3.2 มาตรการ ILP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 200 เมกะวัตต์ ใช้หลักการเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) ในปัจจุบัน ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าที่ทำสัญญา ลดการใช้ไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะได้รับส่วนลดค่าความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Demand Charge) จากอัตรา TOU ปกติในแต่ละเดือนตามปริมาณพลังไฟฟ้าในสัญญา ทั้งนี้ อัตรา ILP มีเงื่อนไขการสั่งการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 1 ชั่วโมง และมีจำนวนครั้ง จำนวนชั่วโมง ในการเรียกใช้ต่อปี เป็น 3 ทางเลือก คือ ทางเลือกที่ 1 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 ชั่วโมงต่อครั้ง 2 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 40 ครั้งต่อปี ทางเลือกที่ 2 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 ชั่วโมงต่อครั้ง 1 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 20 ครั้งต่อปี และทางเลือกที่ 3 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 6 ชั่วโมงต่อครั้ง 1 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 20 ครั้งต่อปี นอกจากนี้ มาตรการ ILP จะมีบทลงโทษหากไม่สามารถลดการใช้ไฟฟ้าได้ในปริมาณตามสัญญาเมื่อได้รับการสั่งการเช่นเดียวกับอัตรา Interruptible Rate โดยสัญญาสำหรับมาตรการ ILP แบ่งเป็น 2 กลุ่ม กลุ่มที่ 1 ตั้งแต่ 1,000 กิโลวัตต์ขึ้นไป จะจ่ายค่า Demand Charge เท่ากับ Interruptible Rate ในปัจจุบันและต่ำกว่า Demand Charge ของอัตรา TOU ปกติ และกลุ่มที่ 2 ตั้งแต่ตั้งแต่ 500 กิโลวัตต์ขึ้นไป แต่ไม่ถึง 1,000 กิโลวัตต์ จะจ่ายค่า Demand Charge ต่ำกว่าอัตรา TOU ปกติ แต่สูงกว่าอัตรา ILP กลุ่มที่ 1
3.3 มาตรการ DLC มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้า 50 เมกะวัตต์ เป็นอัตราค่าชดเชยที่จ่ายตามปริมาณพลังไฟฟ้าในสัญญาลดการใช้พลังไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและ Load Aggregator เป็นรายเดือนในอัตราที่เท่ากับส่วนลดของอัตรา ILP กลุ่มที่ 2 โดยมีเงื่อนไขการแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 15 นาที และมีจำนวนครั้ง จำนวนชั่วโมง ในการเรียกใช้ต่อปี รวมถึงบทลงโทษหากไม่สามารถลดการใช้พลังไฟฟ้าได้ในปริมาณตามสัญญาเมื่อได้รับการสั่งการเช่นเดียวกับอัตรา ILP ทั้งนี้ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องสมัครเข้าร่วมมาตรการกับ Load Aggregator ซึ่งทำหน้าที่ให้บริการประเมินศักยภาพและให้คำปรึกษาเพื่อรวบรวมศักยภาพการลดการใช้ไฟฟ้าจากผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยให้ได้อย่างน้อย 500 กิโลวัตต์ เพื่อเป็นตัวแทนของกลุ่มในการทำสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย บริหารจัดการการสั่งการจากศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า และคำนวณผลการลดการใช้ไฟฟ้ารวมถึงจัดสรรเงินชดเชยให้แก่สมาชิก โดยผู้เข้าร่วมต้องยินยอมให้ Load Aggregator เข้าควบคุมการทำงานของเครื่องใช้ไฟฟ้าบางส่วนภายในสถานประกอบการหรืออาคารของตนตามที่ตกลงกันจากระยะไกล อัตราเงินชดเชยสำหรับมาตรการ DLC ทางเลือกที่ 1 2 และ 3 เท่ากับ 42.84 21.42 และ 42.84 บาทต่อกิโลวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ มาตรการ DLC เปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยขนาดใหญ่และกิจการขนาดเล็กซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าแบบ TOU ที่ระดับแรงดันตั้งแต่ 12 กิโลโวลต์ขึ้นไปสามารถเข้าร่วมมาตรการได้ด้วย
3.4 มาตรการ EDRP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 150 เมกะวัตต์ เป็นอัตราค่าชดเชยซึ่งจ่ายผันแปรตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ในอัตรา 5.63 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องสมัครเข้าร่วมมาตรการกับ Load Aggregator ทั้งนี้ Load Aggregator จะไม่เข้าควบคุมอุปกรณ์ไฟฟ้าในอาคารของผู้ใช้ไฟฟ้าจึงเป็นมาตรการแบบสมัครใจ (Voluntary) โดยให้มีการสั่งการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 24 ชั่วโมงและมีบทปรับสำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าที่ไม่สามารถลดได้ตามสัญญา 54.14 บาทต่อกิโลวัตต์ ทั้งนี้ ผลการจัดทำ Demand Response Rate เป็นการดำเนินการตามนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ โดยจะประกาศใช้สำหรับปี 2560 - 2561 ต่อไป ซึ่ง กกพ. อาจปรับปรุงอัตราให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนและราคาเชื้อเพลิงในช่วงเวลาดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน โดยระยะที่ 1 เป็นช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะการนำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศและสามารถส่งออกเนื้อก๊าซฯ ที่ผลิตในประเทศได้ ภายใต้การควบคุมของ ธพ. โดยจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ จะยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายรายมีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหา ที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG พร้อมทั้งมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยให้ ธพ. รับผิดชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน และตรวจสอบปริมาณและราคาก๊าซ LPG ตามสัญญาซื้อ-ขายของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี รวมถึงมอบหมาย ปตท. ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรีให้แก่บุคคล ที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
2. การดำเนินการในระยะที่ 1 การเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยจะเริ่มตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 มีรายละเอียดดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ปัจจุบันราคา ณ โรงกลั่น ถูกกำหนดขึ้นโดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และบริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา โดยมีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกบริหารจัดการ หากแหล่งจัดหาก๊าซ LPG แหล่งใดมีต้นทุนจัดหาต่ำกว่าต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจะต้องส่งเงินส่วนต่างเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากแหล่งใดต้นทุนจัดหาสูงกว่าต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจะได้รับชดเชยส่วนต่างจากกองทุนน้ำมันฯ แต่ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นจะถูกปรับเปลี่ยนเพื่อยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า จูงใจให้มีผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. และให้เกิดผลกระทบต่ออุตสาหกรรมปิโตรเคมีน้อยที่สุด โดยแบ่งการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นเป็นสองภาคส่วน ดังนี้ ส่วนแรก ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่สอง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อ พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ อาจจะต้องมีการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง (2) การผลิตและจัดหา ในส่วนของการนำเข้า จะปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าจากเดิม CP+85 เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นสามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรีโดยไม่จำกัดปริมาณ ส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จะปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจากเดิม CP-20 เป็น CP (หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้า สำหรับโรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดย ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พ.ร.บ.ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น และสำหรับการส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศได้ เพื่อรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ แต่การส่งออกยังอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ ธพ. (3) การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน (5) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ เป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา และ (6) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
กรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติและสภาพเศรษฐกิจและการเงินที่เปลี่ยนแปลงไป และได้มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการอ้างอิง ต่อมาเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้งรับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG โดยมอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และกำหนดสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ Gulf Gas และ Pool Gas และอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งค่าตอบแทนในการดำเนินการ และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ นอกจากนี้
ได้มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีการเปลี่ยนแปลงและมีความผันผวนอย่างรุนแรงในช่วง 1 - 2 ปีที่ผ่านมา ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีทิศทางปรับตัวลดลง ส่งผลต่อราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและอุตสาหกรรมต่อเนื่องที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ประกอบกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันมีการขยายตัวทำให้ต้องขยายการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นอกจากนี้ โครงสร้างการจัดหาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ประเทศไทยมีแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (อ่าวไทย) ลดลงอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มการจัดหาก๊าซ LNG จากต่างประเทศมากขึ้น ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เป็นไปตามประเภทใบอนุญาตภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และสะท้อนสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
3. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
3.1 หลักการการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งแบ่งออกเป็น 4 ประเภท สรุปข้อเสนอกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติแต่ละประเภท ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) การกำหนด S เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยเพิ่มเติมการวิเคราะห์องค์ประกอบค่า S ที่เหมาะสม และกำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แนวทางการคำนวณใหม่ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุน ในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการของสถานี LNG ใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (R) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการแบ่งเป็น 2 วิธี จำแนกตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) ซึ่งประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ผู้รับใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซฯ ซื้อจากผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ ค่าบริการค้าปลีก (M) และค่าบริการจัดจำหน่าย (D) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) โดยมีการกำหนดสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบค่าสัดส่วน ที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาและทบทวนตามรอบระยะเวลา หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือกรณีมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ จำเป็นต้องทบทวนค่าสมมติฐานต่างๆ ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการฯ ให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนและค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ ผลตอบแทนชัดเจนยิ่งขึ้น มีความโปร่งใสสามารถตรวจสอบได้ และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3.2 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับการค้าส่งก๊าซธรรมชาติโดยตรงจากระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น ให้คำนวณจากสมการ Wy = WH + S + T เมื่อ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ Wy WH S และ T มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (2) โครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ จากผู้ค้าปลีกไปยังผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีการเชื่อมต่อเพื่อรับก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution) ให้คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดย RCO-gen และ RIND คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่มลูกค้า Co-Generation และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ตามลำดับ P คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) M คือ ค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ D คือ ค่าบริการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Alternative Fuel Pricing ที่ กกพ. กำหนด และ 1-X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Cost Based ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ RCO-gen RIND M และ D มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
3.3 อัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S= S1 + S2 โดยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและ ค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ (S1) เป็นค่าใช้จ่ายและค่าตอบแทนตามปกติที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าความเสี่ยง (S2) เป็นค่าความเสี่ยง ที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และให้มีการทบทวน S ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แตกต่างตามพื้นที่ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วย T = Td + Tc โดย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย มูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของปริมาณการจองใช้ระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Capacity Reserved) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Td ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Tc ทุกปี ทั้งนี้ การแบ่งพื้นที่ในการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามความเหมาะสมโดยให้อยู่ในอำนาจของ กกพ. (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯ จากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) ประกอบด้วย L = Ld + Lc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Ld) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของปริมาณการจองใช้สถานีแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Ld ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Lc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Lc ทุกปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดยค่าบริการค้าปลีก (M) ประกอบด้วย M = M1 + M2 ทั้งนี้ ค่าดำเนินการค้าปลีก (M1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าความเสี่ยงในการค้าปลีกฯ (M2) เป็นค่าความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ ในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. โดยมีการทบทวน M ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ค่าบริการจัดจำหน่าย (D) ประกอบด้วย D = Dd + Dc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Dd) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของประมาณการความต้องการของลูกค้ากิจการค้าปลีกในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Dd ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Dc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้ สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Dc ทุกปี สำหรับสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based ได้แก่ X และ 1-X กกพ. จะมีการทบทวนตามรอบระยะเวลา 5 ปี
3.4 การปรับหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการกำหนด Price Path เพื่อลดผลกระทบจากการปรับอัตราค่าบริการ ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลและดำเนินการโดย กกพ. ซึ่งเป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ ในขั้นตอนการดำเนินงานจะมีคณะอนุกรรมการกำกับดูแล ค่าพลังงานและค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากลั่นกรองก่อนนำเสนอ กกพ. โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิและผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย และสมาคมธนาคารไทย
4. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. รับข้อสังเกตของที่ประชุมฯ ไปจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมให้ชัดเจน และนำกลับมาเสนอ กพช. ซึ่ง กกพ. ได้ให้รายละเอียดเพิ่มเติมเพื่อชี้แจงต่อข้อสังเกตของ กพช. ดังนี้ (1) การเสนอขอทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสม จูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพในการประกอบกิจการพลังงาน คำนึงถึงความเป็นธรรมของผู้ใช้พลังงานและผู้รับใบอนุญาต อัตราค่าบริการชัดเจนและโปร่งใส (2) การเปลี่ยนแปลงวิธีการคำนวณใหม่เป็นแบบ Building Block ทำให้ สามารถกำกับดูแลทั้งเงินทุนและค่าใช้จ่ายที่สอดคล้องกับบริบทปัจจุบันและใกล้เคียงความเป็นจริงมากที่สุด มีการกำหนดค่า X ช่วบควบคุมประสิทธิภาพการดำเนินงานสำหรับค่าใช้จ่ายที่สามารถควบคุมได้ รวมทั้งสามารถตรวจสอบเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นทำให้มีความชัดเจนและโปร่งใส (3) แนวทางการปรับอัตราผลตอบแทนใหม่สำหรับโครงการเดิม กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะปรับวิธีการคำนวณอัตราค่าบริการเป็นแบบ Building Block และปรับรูปแบบผลตอบแทนการลงทุน จากเดิม IRROE เป็น WACC เพื่อให้การกำกับดูแลเป็นมาตรฐานเดียวกัน แต่จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิม รวมถึงผลตอบแทนการลงทุนของ LNG Terminal แต่อัตราผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตจะกำหนดในรูป WACC ที่ กกพ. กำหนดในช่วงรอบการกำกับดูแล และกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้หารือกับกระทรวงการคลังแล้วเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2559 และได้รับข้อเสนอแนะในประเด็นการพิจารณา WACC สำหรับโครงการลงทุนใหม่ว่า ควรพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่ รวมทั้งให้คำนึงถึงสภาวะเศรษฐกิจปัจจุบันที่อัตราดอกเบี้ยต่ำ หากสามารถกำหนดผลตอบแทนที่สามารถใช้ในระยะยาวอาจทำให้อัตราค่าบริการฯ โดยรวมไม่สูงจนเกินไป ซึ่งสำนักงาน กกพ. จะนำข้อเสนอแนะดังกล่าวไปใช้ประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติฯ ต่อไป สำหรับความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้ WACC เฉพาะส่วนของกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นกิจการที่มีความเสี่ยงต่ำ และเห็นควรให้ กกพ. นำความเห็น/ข้อแนะนำของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังที่ต้องการให้สภาวะเศรษฐกิจปัจจุบันที่อัตราดอกเบี้ยต่ำไปใช้ประกอบการพิจารณากำหนดผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่เห็นชอบไว้ก่อนหน้า สำหรับผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ โดยจะพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่เพื่อให้ได้อัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมต่อไป และนำความเห็นของกระทรวงการคลังและฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปประกอบการพิจารณาในขั้นตอนต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 8 แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยเห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการจำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และเห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมาย ให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของ กกพ. และนำผลการศึกษาเสนอ กบง. เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ สนพ. ชธ. ร่วมกับ กกพ. และ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Gas Plan 2015 เดิม ที่ได้รับความเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี [T-1 ext.] วงเงิน 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดเข้าระบบภายในปี 2562 (2) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วงเงิน 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (3) มอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 15 กันยายน 2559 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (4) มอบหมายให้ ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3 และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกรณีฐานของ Gas Plan 2015 ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 เป็นกรณีฐานใหม่ ที่คิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน และร้อยละความสำเร็จของแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP) ที่มีแนวโน้มที่จะขับเคลื่อนให้เกิดผลสัมฤทธิ์ล่าช้ากว่าแผน กระทรวงพลังงานจึงได้ปรับการคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เพิ่มสูงขึ้นจากการนำมาใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินและทดแทนผลจากการดำเนินการตามแผน AEDP และ EEP นอกจากนี้ จากการติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง พบว่ามีค่าต่ำกว่าค่าที่คาดการณ์ไว้ ดังนั้น ชธ. และ สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ลดลงอยู่ที่ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงขึ้นเมื่อเทียบกับกรณีฐานเดิมตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกรณีฐานใหม่ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 (ฐานเดิม 8.9 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่ 13.5 ล้านตันต่อปี) และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี สูงขึ้นจากกรณีฐานเดิมและกรณีฐานใหม่ (ฐานเดิม 22 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่ 31 ล้านตันต่อปี) ทำให้จำเป็นต้องมีปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG ในระยะยาว โดยส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ พบว่า ไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ ส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว พบว่าควรพิจารณาปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป
4. กบง. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตาม Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ (2) เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี เงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะและต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ กระทรวงพลังงานจะได้เตรียมแผนสำรองรองรับ และ (4) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
5. กกพ. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นควรให้การสนับสนุนแผนฯ และมีความเห็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงปี 2563 – 2564 จะมีความเสี่ยง เนื่องจากความสามารถในการรองรับก๊าซธรรมชาติของโครงสร้างพื้นฐาน LNG ไม่เพียงพอต่อความต้องการ LNG ตาม Gas Plan 2015 ที่ปรับเปลี่ยนไป ดังนั้น ควรเพิ่มความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งสัมปทานในประเทศ หรือเตรียมความพร้อมจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการบริหารจัดการเชื้อเพลิงชนิดอื่นที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเข้ามาทดแทนก๊าซธรรมชาติด้วย (2) เห็นควรสนับสนุนการเพิ่มกำลังแปรสภาพ LNG จาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ในโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (แห่งที่ 2) เพื่อรองรับความต้องการใช้ LNG ที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น และช่วยลดต้นทุนต่อหน่วยในการก่อสร้าง ส่งผลให้อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซธรรมชาติ ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ (3) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี ซึ่งมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการช่วยให้มีผู้ประกอบการรายใหม่ ตลอดจนช่วยเพิ่มจุด Entry Point ให้กับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นการเพิ่มความมั่นคงของระบบจัดหาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีประเด็นที่ต้องคำนึงถึง คือ โครงการ FSRU ต้องเชื่อมต่อเข้ากับระบบท่อและจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ก่อนจ่ายก๊าซธรรมชาติเข้าโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ แทนการดำเนินโครงการ FSRU ในรูปแบบส่งก๊าซธรรมชาติเข้าโรงไฟฟ้าโดยตรง (Stand Alone) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายอื่นรับภาระด้านอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับพื้นที่บนฝั่งมากขึ้น โดย กฟผ. ต้องปฏิบัติตามข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (TPA Regime) เพื่อให้ผู้ใช้บริการสามารถใช้หรือเชื่อมต่อกับ FSRU ได้ และ เห็นควรให้ กฟผ. แยก FSRU เป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) หรือพัฒนาเป็นบริษัท และขอใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและชัดเจนในการกำกับดูแล และ (4) โครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี เห็นควรให้มีการศึกษาและนำเข้า LNG จากโครงการดังกล่าว เนื่องจากเป็นการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนช่วยให้เกิดการใช้ประโยชน์สูงสุดจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกทดแทนการลดลงของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน ทั้งนี้ การนำเข้า LNG จากประเทศเมียนมา ด้วย FSRU ต้องแข่งขันได้กับการนำเข้า LNG จากฝั่งอ่าวไทย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่
2. เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
3. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยรายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยไม่สามารถดำเนินการได้กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน ทั้งนี้ ให้ดำเนินการตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานด้วย
4. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้คณะรัฐมนตรีรับทราบ ทั้งนี้ จาก Gas Plan 2015 และ PDP 2015 ประเทศไทยยังคงมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อเพิ่มความมั่นคงทางพลังงาน โดยเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2558 ปตท. ได้ลงนาม Heads of Agreement (Non-binding) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PETRONAS) เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาว (เพิ่มเติม) กำหนดส่งมอบในปี 2560/2561 ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี
2. การจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะยาว (เพิ่มเติม) จากบริษัท PETRONAS สรุปได้ดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 ประกอบกับประมาณการความต้องการ LNG ของโลกไม่เป็นไปตามแผน ส่งผลให้มีปริมาณ LNG เกินกว่าความต้องการ (supply surplus) ปตท. จึงเปิดเจรจากับบริษัท PETRONAS เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตาม Heads of Agreement (HOA) สรุปว่าราคาสุดท้ายที่บริษัท PETRONAS เสนอ ลดลงจากราคาเดิมใน HOA เฉลี่ยประมาณ 1.92 – 2.29 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือร้อยละ 24 – 26 (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 – 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ (2) ข้อคิดเห็นเพิ่มเติมจากการเจรจาซื้อขาย LNG จากบริษัท PETRONAS ดังนี้ 1) การจัดหา LNG จากบริษัท PETRONAS เป็นการสนับสนุนความร่วมมือภายในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) 2) PETRONAS เป็นบริษัทน้ำมันแห่งชาติของประเทศมาเลเซีย ปัจจุบันมีกำลังผลิตถึง 27.7 ล้านตันต่อปี และโดยในปี 2560 จะมี LNG เพิ่มเติมจากโครงการใหม่ ได้แก่ โครงการ FLNG (มาเลเซีย) และ โครงการ MLNG Train 9 ส่งผลให้มีกำลังการผลิตรวมเป็น 32.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้โครงการ Pacific North West LNG (แคนาดา) ซึ่งในอนาคตจะเพิ่มกำลังผลิตเป็น 44.5 ล้านตันต่อปี 3) แหล่งที่มาของ LNG หลักคือมาจากโครงการ MLNG ในประเทศมาเลเซียซึ่งใกล้ประเทศไทย ใช้เวลาเดินเรือขนส่งเพียงประมาณ 3 วันถึงท่ามาบตาพุดทำให้มีความยืดหยุ่นในการรับ LNG ในกรณีที่ต้องการเร่งด่วน 4) ราคาที่สามารถต่อรองได้จากบริษัท PETRONAS ถือเป็นข้อเสนอดีที่สุด ณ ปัจจุบัน บนเงื่อนไขโครงสร้างสูตรราคาแบบผสม 5) สามารถนำ LNG ไปขายให้ผู้ซื้อรายอื่นนอกประเทศไทยได้ ในกรณีที่ความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศไม่เป็นไปตามแผน และ 6) ตามประมาณการความต้องการ LNG จะเห็นว่าการจัดหา LNG เพิ่มเติมจากทั้งบริษัท SHELL บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ในปริมาณรวม 3.2 ล้านตันต่อปี ไม่กระทบต่อนโยบายการเปิดเสรีตลาดก๊าซฯ เนื่องจากการจัดหา LNG ดังกล่าวสามารถรองรับความต้องการ LNG ของประเทศด้วยสัญญาระยะยาวได้เพียงร้อยละ 50 ของความต้องการ LNG เท่านั้น ทั้งนี้ เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานในภาพรวม ยังจำเป็นต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมทั้งในรูปแบบสัญญาระยะยาวและ SPOT อีกเป็นจำนวนมากในอนาคต ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS และให้ ปตท. ลงนามในสัญญาฯ ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ที่ไม่ใช่สาระสำคัญ ให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งขอความเห็นชอบให้สัญญาฯ ดังกล่าวใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรี
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติ
เรื่องที่ 10 แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) โดยมีเป้าหมายที่จะลดการใช้พลังงานโดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) หรือพลังงานที่ใช้พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (Gross domestic product; GDP; billion baht) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือคิดเป็นการลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายลง 56,142 ktoe โดยดำเนินการภายใต้ 3 กลยุทธ์ ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) มีเป้าหมายดำเนินการใน 4 กลุ่มเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง
2. จากการประเมินผลประหยัดพลังงานตามแผน EEP 2015 พบว่า ณ ปี 2579 ภาคขนส่งเป็นภาคเศรษฐกิจที่มีศักยภาพสูงสุดในการลดการใช้พลังงาน (ความร้อน) สูงถึง 30,213 ktoe หรือคิดเป็นร้อยละ 59 ของแผน EEP 2015 ทั้งนี้มาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ภายใต้กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) ของแผน EEP 2015 ประกอบด้วยมาตรการย่อย 11 มาตรการ เป้าหมายผลประหยัด ณ ปี 2579 และหน่วยงานผู้รับผิดชอบ สรุปได้ดังนี้ (1) การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (ยกเลิกการอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซล) เป้าหมาย 456 ktoe สนพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (2) การสนับสนุนการใช้ยานยนต์ประหยัดพลังงาน ภาษี และฉลากแสดงประสิทธิภาพ (ECO Sticker) เป้าหมาย 13,731 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม และกรมสรรพสามิต (3) การติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานในยางรถยนต์ เป้าหมาย 469 ktoe มี พพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (4) การบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน เป้าหมาย 1,360 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) และ สนพ. (5) การขับขี่เพื่อการประหยัดพลังงาน (ECO Driving) เป้าหมาย 1,491 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ ส.อ.ท. และ สนพ. (6) เงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ESCO-ขนส่ง) เป้าหมาย 588 ktoe มี พพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (7) การอุดหนุนผลการประหยัดพลังงานสำหรับภาคขนส่ง เป้าหมาย 1,261 ktoe มี พพ. เป็น ผู้รับผิดชอบ (8) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน เป้าหมาย 4,823 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม (9) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟรางคู่ เป้าหมาย 4,922 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม (10) การเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมัน โดยพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ เป้าหมาย 34 ktoe มี ธพ. เป็นผู้รับผิดชอบ และ (11) การส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เป้าหมาย 1,123 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และกระทรวงอุตสาหกรรม
3. การดำเนินงานมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง แบ่งเป็น 4 กลุ่มหลัก ดังนี้ (1) การกำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สะท้อนต้นทุนของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และปรับโครงสร้างอัตราภาษีสรรพสามิตให้เป็นธรรมกับผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทุกประเภท ซึ่งปัจจุบันได้ยกเลิกการสนับสนุนราคาน้ำมันดีเซลแล้ว แต่ยังคงสนับสนุนราคาเฉพาะน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน (2) การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ในยานยนต์ โดยสนับสนุนให้ประชาชนเลือกซื้อรถยนต์ที่มีประสิทธิภาพและประหยัดพลังงาน โดยการจัดเก็บภาษีตามปริมาณการปล่อย CO2 การติดฉลากแสดงอัตราการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงหรือฉลากแสดงประสิทธิภาพ ซึ่งปัจจุบันสำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรมได้พัฒนานโยบายระบบป้ายข้อมูลรถยนต์ตามมาตรฐานสากล หรือ ECO Sticker ซึ่งกำหนดให้รถยนต์ที่จำหน่ายในประเทศต้องติดฉลากแสดงข้อมูลสมรรถนะของรถยนต์ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2558 และกรมสรรพสามิต ได้ประกาศใช้โครงสร้างภาษีสำหรับยานยนต์ใหม่ โดยจัดเก็บตามปริมาณการปล่อย CO2 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2559 (3) การส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและ รถโดยสาร โดยพัฒนาผู้ประกอบการขนส่ง ซึ่งมีโครงการสาธิตระบบบริหารจัดการพลังงานในภาคขนส่ง โดยจัดทีมผู้เชี่ยวชาญเข้าไปจัดทำระบบบริหารจัดการพลังงานให้ผู้ประกอบการขนส่ง จัดฝึกอบรมการขับขี่ยานพาหนะเพื่อการประหยัดพลังงาน สนับสนุนเงินลงทุนให้ผู้ประกอบการดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ส่งเสริมธุรกิจบริษัทจัดการพลังงานในภาคขนส่ง (Logistics ESCO) และ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง เพื่อการเปลี่ยนรูปแบบการเดินทางและขนส่งสินค้า ได้แก่ พัฒนารถไฟฟ้า 12 สาย และรถไฟทางคู่ ทั่วประเทศ 3,150 กิโลเมตร พัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ การรองรับการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า เป็นต้น
4. เนื่องจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งตามแผน EEP 2015 มีหลายหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง และครอบคลุมความรับผิดชอบของหลายกระทรวง ดังนั้น เพื่อให้การบูรณาการขับเคลื่อนนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งดำเนินไปอย่างเป็นรูปธรรม มีประสิทธิภาพ บรรลุตามเป้าหมายและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ กระทรวงพลังงาน จึงเห็นสมควรแต่งตั้ง “คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง” โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธานกรรมการ ผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีกรรมการประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ปลัดกระทรวงการคลัง หรือผู้แทน ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือผู้แทน ปลัดกระทรวงแรงงาน หรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม หรือผู้แทน ผู้อำนวยการ สนพ. หรือผู้แทน ผู้แทนสหพันธ์การขนส่งทางบกแห่งประเทศไทย และผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งจำนวน 3 ท่าน โดยคณะกรรมการฯ มีอำนาจและหน้าที่ ดังนี้ (1) กำกับดูแลการดำเนินงานตามมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง ให้บรรลุตามเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (2) ขับเคลื่อนและผลักดันให้มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งดำเนินการอย่างเป็นรูปธรรม (3) บูรณาการการดำเนินงานตามมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (4) เสนอแนะ ให้ข้อมูล และข้อคิดเห็นที่เป็นประโยชน์ต่อการดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (5) ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานภายใต้มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามที่เห็นสมควร และ (7) ปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง และเป็นประโยชน์ต่อความสำเร็จของมาตรการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยให้ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ในส่วนของประธานกรรมการ เป็น รองนายกรัฐมนตรีที่ได้รับมอบหมายและมอบอำนาจให้กำกับการบริหารราชการกระทรวงพลังงานแทนนายกรัฐมนตรี และเพิ่มเติมองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ จาก 2 หน่วยงาน ได้แก่ กระทรวงมหาดไทย และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ก่อนนำคำสั่งฉบับนี้เสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 11 รายงานความคืบหน้าเกี่ยวกับคดีปกครองที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติถูกฟ้องร้อง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้เห็นชอบในการมอบอำนาจในการดำเนินคดีปกครอง โดยมอบหมายให้กรรมการและเลขานุการ กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งพนักงานอัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี รวมทั้งให้มีอำนาจในการไปให้ถ้อยคำต่อศาล ทำคำชี้แจงข้อเท็จจริง หรือมอบหมายให้เจ้าหน้าที่ดำเนินการดังกล่าวแทน โดยเมื่อดำเนินการใดๆ แล้ว ให้นำกลับมารายงานให้ กพช. ทราบต่อไป
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รวบรวบคดีปกครองที่มีผู้ฟ้อง กพช. ในช่วงที่ผ่านมา รวมทั้งสิ้น 13 คดี สรุปได้ดังนี้ (1) สมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน กับพวกรวม 5 คน ฟ้องขอเพิกถอนมติหรือคำสั่งเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย ซึ่งศาลปกครองกลางได้พิจารณาคดีครั้งแรกเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 และจะมีหมายแจ้งวันพิพากษาคดีต่อไป (2) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องเกี่ยวกับการขึ้นราคาก๊าช LPG และก๊าช NGV โดยผู้ฟ้องคดีขอให้ผู้ถูกฟ้องคดีหยุดการขึ้นราคาก๊าชธรรมชาติเนื่องจากการกำหนดราคาโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ขณะนี้ศาลแสวงหาข้อเท็จจริงเสร็จเรียบร้อยแล้วและอยู่ในขั้นตอนที่ศาลมีหมายแจ้งวันนั่งพิจารณาคดีครั้งแรก (3) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องประเด็นการขึ้นราคาค่าไฟฟ้าและการปรับค่าขึ้นค่า Ft โดยขอให้หยุดขึ้นค่าไฟฟ้า ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (4) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องประเด็นการขึ้นราคาน้ำมัน โดยขอให้ควบคุมราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (5) มูลนิธิเพื่อผู้บริโภค กับพวกรวม 5 คน ฟ้องเพิกถอนมติขึ้นราคา LPG ภาคครัวเรือน ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (6) สมาคมเครื่องปั้นดินเผาลำปาง ฟ้องเรื่องการปรับขึ้นราคาก๊าช LPG ภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ฟ้องคดีขอให้เพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง นโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ซึ่งศาลปกครองเชียงใหม่ได้พิพากษายกฟ้อง แต่ผู้ฟ้องคดีได้อุทธรณ์คำพิพากษา ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของศาลปกครองสูงสุด (7) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด ขอให้เพิกถอนมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศอันมีผลเป็นการจำกัดสิทธิในการขอรับการสนับสนุนแบบ Feed-in Tariff (FiT) และเพิกถอนประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ลงวันที่ 11 มิถุนายน 2558 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (8) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด ฟ้องขอให้แก้ไขเพิ่มเติมเปลี่ยนแปลงประกาศ กกพ. ณ วันที่ 11 มิถุนายน 2558 ข้อ 4 เพื่อให้โครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Adder ที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ได้สิทธิเปลี่ยนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT นับแต่วันออกประกาศ ออกคำสั่ง หรือดำเนินการใดๆ เพื่อให้โครงการของผู้ฟ้องคดีมีสิทธิได้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT มีกำหนดระยะเวลา 20 ปี นับแต่วันที่ได้รับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบ ซึ่งขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (9) นายสมคิด หอมเนตร กับพวกรวม 27 คน ฟ้องขอให้ระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (10) นายนิวัฒน์ ร้อยแก้ว กับพวกรวม 37 คน ฟ้องคดีพิพาทเกี่ยวกับการที่หน่วยงานของรัฐกระทำการไม่ชอบด้วยกฎหมาย และคดีพิพาทเกี่ยวกับสัญญาทางปกครอง กรณีโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าไซยะบุรี โดยขอให้ยกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าไซยะบุรี ซึ่งศาลปกครองกลางพิพากษายกฟ้อง เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2558 และผู้ฟ้องคดีได้อุทธรณ์คำพิพากษา ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของศาลปกครองสูงสุด (11) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด ฟ้องขอใช้สิทธิเรียกร้องค่าเสียหายจากการกระทำโดยจงใจมีมติและออกประกาศที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (12) และ (13) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด และบริษัท มุ่งเจริญ ไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่เปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลขนาดเล็กมาก (VSPP) จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT) เป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ประกอบการ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ขณะนี้ทั้งสองคดีอยู่ระหว่างการจัดทำคำให้การ
3. ศาลได้มีหมายแจ้งคำสั่งศาล ลงวันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 แจ้งว่าสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน กับพวกรวม 21 คน ฟ้องขอให้เพิกถอนกระบวนการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ที่เกิดจากกระบวนการจัดทำและใช้ดุลยพินิจและการกระทำที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ไม่สะท้อนข้อเท็จจริง ซึ่งศาลปกครองกลางยังไม่รับฟ้อง เนื่องจากข้อเท็จจริงยังไม่ชัดเจนและยังไม่เพียงพอที่จะมีคำสั่งรับหรือไม่รับคำฟ้อง และให้ผู้ถูกฟ้องคดีชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมต่อศาล ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการจัดทำชี้แจงเพื่อส่งศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประจำปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2559 ได้มีการประชุม กพช. รวมทั้งสิ้น 5 ครั้ง โดยได้พิจารณาในประเด็นสำคัญ ดังนี้
(1) แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย (2) ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทาน
จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (4) แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG) (5) แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน (6) แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ) (7) การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (8) แนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มจากมาตรการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ (9) การทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมปี 2559 และ (10) ขอทบทวนนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ
2. เพื่อให้การบริหารนโยบายด้านพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลงไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้มีการกำหนดร่างปฏิทินการประชุม กพช. ประจำปี 2560 ในเบื้องต้น โดยมีการประชุมทั้งสิ้น 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 กำหนดการประชุมประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนมกราคม 2560 ครั้งที่ 2 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนมีนาคม 2560 ครั้งที่ 3 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤษภาคม 2560 ครั้งที่ 4 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนกรกฎาคม 2560 ครั้งที่ 5 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนกันยายน 2560 และครั้งที่ 6 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤศจิกายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กอ. อนุมัติทุนวิจัย
แถลงขยายผลมติ กพช. 17 ก.พ. 60
การเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมัน 23 กุมภาพันธ์ 2560
การเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมัน 4 กุมภาพันธ์ 2560
Emergency Demand Response Program : EDRP
ขอเชิญผู้ใช้ไฟฟ้ากิจการขนาดใหญ่เข้าร่วมมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า
(Emergency Demand Response Program : EDRP)
รองรับการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่งยาดานา ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560