![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
กพช. ครั้งที่ 142 - วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2555 (ครั้งที่ 142)
วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
3.แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ
4.หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
5.พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ
6.ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) เพื่อความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้าในอนาคต กระตุ้นการลงทุนด้านพลังงาน สร้างความเชื่อมั่นให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า รวมทั้งให้เห็นภาพการสนองตอบนโยบายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคการ ผลิตไฟฟ้า โดยมุ่งเน้นความมั่นคงของกำลังการผลิตไฟฟ้าควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวด ล้อม การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อน ร่วม (Cogeneration)
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแผนแก้ไขปัญหาระยะสั้น (ปี 2554 - 2562) เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงกว่าที่พยากรณ์ไว้ตามแผน PDP 2010 และมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งปัญหาความล่าช้าของโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP) จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ดังนี้ (1) เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. (2) ปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) และ (3) เร่งโครงการโรงไฟฟ้าวังน้อยหน่วยที่ 4 (800 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. ให้แล้วเสร็จเร็วขึ้นจากแผนเดิมอีก 3 เดือน
3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 โดยเห็นชอบแผนการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี เพื่อทบทวนมาตรการด้านความปลอดภัยภายหลังเกิดอุบัติเหตุในโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ฟุกุชิมา จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553- 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ดังนี้ (1) ปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี ทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวม 4 โรง และเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิงเข้ามาทดแทนตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 และ (2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานเพื่อ รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นให้เหมาะสมต่อไป
4. เหตุผลในการปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
4.1 เมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายการดำเนินการพัฒนาประเทศ ซึ่งจะส่งผลต่อทิศทางนโยบายเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในอนาคต กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ และเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล ในด้านการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานสามารถสร้างรายได้ให้ ประเทศ เพิ่มการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาให้เป็นศูนย์กลางธุรกิจ พลังงานของภูมิภาค สร้างเสริมความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งให้มีการกระจายแหล่งและประเภทพลังงานใหม่ให้มีความหลากหลาย การส่งเสริมการผลิต การใช้ และพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี รวมทั้ง ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี
4.2 ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012 - 2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EE 20 ปี) ซึ่งคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 มีมติเห็นชอบ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดย (1) ให้นำพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมาทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล และการนำเข้าน้ำมันอย่างยั่งยืนในอนาคต โดยแผน AEDP ได้ตั้งเป้า หมายเพิ่มสัดส่วนทดแทนพลังงานไฟฟ้า จากเดิม 6% เป็น 10% และ (2) ให้ความสำคัญกับอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า โดยแผน EE 20 ปี ได้ตั้งเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า จำนวน 96,653 กิกะวัตต์-ชั่วโมง ในปี 2573
4.3 การลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน โดยให้มีการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในประเทศ การรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ และการกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม กำหนดนโยบายให้คงสัดส่วนปริมาณ CO2 Emission ไม่เกิน 0.386 kgCO2/kWh ที่กำหนดไว้เดิมตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2
5. แนวทางการดำเนินการและสมมติฐานในการจัดทำ
5.1 จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดย (1) ใช้ค่า GDP และ GRP ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งได้ประมาณการความต้องการไฟฟ้าใหม่ตามแผนการกระตุ้นเศรษฐกิจตามนโยบาย รัฐบาล และผลกระทบจากอุทกภัยที่เกิดขึ้น (2) วิธีการประมาณการณ์ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า โดยใช้แบบจำลอง End Use Model (ศึกษาจากพฤติกรรมการใช้ การขยายตัวของครัวเรือน และประสิทธิภาพของอุปกรณ์ไฟฟ้า) การกำหนดเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EE 20 ปี การพยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุดโดยใช้ Load Profile ของปี 2550 และคำนึงถึงการใช้รถยนต์ไฟฟ้าในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า มีมติเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ ดังนี้ (1) ค่า GDP ชุดวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 (พิจารณาผลกระทบจากอุทกภัยแล้ว)
ปี | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 |
GDP | 1.5 | 5.0 | 5.1 | 5.7 | 6.0 | 5.1 | 4.7 | 4.1 | 4.2 | 4.3 | 4.2 | 4.2 | 4.0 | 4.0 | 4.0 | 4.0 | 3.9 | 3.9 | 3.8 | 3.8 |
(2) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 แบ่งเป็น กรณี Base ที่ 40% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 40%) กรณี Low ที่ 60% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 60%) และกรณี High ที่ 20% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 20%)
5.2 สมมติฐานในการจัดทำ แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้
5.2.1 ด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยเลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ด้วยพิจารณาความมั่นคงระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ เนื่องจากเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ยังไม่มีแผนปฏิบัติการและแผนการติดตามประเมินผลอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจนรอง รับ ซึ่งอาจจะส่งผลต่อความแม่นยำของค่าพยากรณ์ในระยะยาวได้
5.2.2 ด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย ดังนี้ (1) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) (2) การจัดหาไฟฟ้าในอนาคต ได้แก่ การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด ปี 2555-2564 จะพิจารณาปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบแผน AEDP ปี 2565-2573 จะขยายปริมาณพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งนำกำลังผลิตไฟฟ้าของ VSPP และ SPP ที่ยื่นเสนอขายจริง มีความพร้อม และกำลังผลิตตามโครงการพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. มาประกอบการพิจารณา (3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ลดสัดส่วนจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 จากไม่เกินร้อยละ 10 ลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 เพื่อเตรียมความพร้อมด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์ และสร้างการยอมรับจากประชาชน(4) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน พิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชนและเป้าหมายการลด CO2 และ (5) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน
5.2.3 ด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP (พ.ศ. 2555-2564) และในปี 2565-2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ (3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน EE ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้า เพื่อวางแผนการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคพลังงานต่อไป โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน
6. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
6.1 การพยากรณ์ความต้องการการใช้พลังงาน ในช่วง ปี 2555-2573 สรุปได้ดังนี้
ปี ค.ศ. (พ.ศ.) | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 กรณี High20%EE |
เปลี่ยนแปลง (%) |
|||
Energy (GWh) | Peak (MW) | Energy (GWh) | Peak (MW) | Energy (GWh) | Peak (MW) | |
2012 (2555) | 177,584 | 27,367 | 175,089 | 26,355 | -1.4% | -3.7% |
2020 (2563) | 250,210 | 38,320 | 246,164 | 37,326 | -1.6% | -2.6% |
2030 (2573) | 367,264 | 55,750 | 346,767 | 52,256 | -5.6% | -6.3% |
6.2 กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2555-2573 เพิ่มขึ้น 55,130 เมกะวัตต์ เมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2573
(หน่วย: เมกะวัตต์)
PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 | |
กำลังผลิตไฟฟ้า ณ ธันวาคม 2554 | 32,744 | 32,395 |
กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2555-2573 | 53,874 | 55,130 |
กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบ ในช่วงปี 2555-2573 | -17,061 | -16,839 |
รวมกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นถึงปี 2573 | 69,557 | 70,686 |
6.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2573 รวม 55,130 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า
(หน่วย : เมกะวัตต์)
ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 |
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำใน/ต่างประเทศ 5,804MW) | 13,573 | 14,580 |
โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration | 8,319 | 6,476 |
โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) | 18,400 | 25,451 |
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน 5,873 MW/นิวเคลียร์ 2,000MW) | 13,581 | 8,623 |
รวม | 53,873 | 55,130 |
6.4 เปรียบเทียบผลการจัดหาพลังงานไฟฟ้าปี 2573 ตามแผน PDP
ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 |
ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (%) | 16.0% | 16.2% |
CO2 Emission (kg/kWh) | 0.386 | 0.385 |
สัดส่วนกำลังผลิตตามประเภทโรงไฟฟ้า | ||
- พลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำใน/ต่างประเทศ 8.2%) | 27% | 29% |
- ระบบ Cogeneration | 12% | 10% |
- พลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) | 35% | 44% |
- พลังความร้อน (ถ่านหิน 12.5%/ นิวเคลียร์ 2.8%) | 26% | 17% |
สัดส่วนโรงไฟฟ้าตามผู้ผลิต | ||
- กฟผ. | 49% | 44% |
- IPP | 14% | 21% |
- SPP และ VSPP | 13% | 17% |
- นำเข้าจากต่างประเทศ | 18% | 12% |
- ไม่ระบุเจ้าของ | 6% | 6% |
สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง | ||
- ก๊าซธรรมชาติ | 47% | 58% |
- พลังงานหมุนเวียน/ซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ (พลังน้ำต่างประเทศ 10%) | 31% | 18% |
- ถ่านหินนำเข้า/ลิกไนต์ | 16% | 19% |
- นิวเคลียร์ | 6% | 5% |
7. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ได้มีมติ (1) เห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ที่ร้อยละ 20 (EE 20%) ของแผน EE 20 ปี (2) เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และ (3) เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปดำเนินการจัดสัมมนาการรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้จัดสัมมนาระดมความคิดเห็น "การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)" ที่กรุงเทพฯ มีผู้เข้าร่วมสัมมนารวม 252 คน ประกอบด้วย หน่วยงานราชการ/รัฐวิสาหกิจนักวิชาการ/ผู้ทรงคุณวุฒิ/องค์กร/NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไป ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาความเห็นและข้อเสนอแนะจากการจัดสัมมนาระดมความคิดเห็นเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 และมีมติเห็นชอบให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ เสนอ กพช. เพื่อประกอบการพิจารณาแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3
8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
8.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ในปี 2559 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3 เห็นควรเร่งจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม (ขนาด 748 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2559 และจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ใกล้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมเพื่อรองรับ ก๊าซธรรมชาติที่ได้จากการผลิตก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2555 บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ขนาดกำลังผลิตประมาณ 900 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าในปี 2559 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าขนอมของบริษัท EGCO ที่จะหมดอายุสัญญาลงในปีเดียวกัน เนื่องจาก (1) พื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมมีศักยภาพสูงที่จะใช้เป็นพื้นที่สำหรับพัฒนาโรงไฟฟ้า ใหม่ประเภทพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle Power Plant) ด้วยมีพื้นที่ว่างและมีระบบโครงสร้างพื้นฐานพร้อม (ระบบสายส่งไฟฟ้าแรงสูงระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและการพัฒนาแหล่งน้ำดิบ) (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นมาทดแทน ได้รับการอนุมัติการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ แล้ว (3) โรงไฟฟ้าขนอมปัจจุบันได้รับการยอมรับจากคนในพื้นที่เป็นอย่างดีตลอดเวลา 16 ปี และ (4) การมีโรงไฟฟ้าใหม่ในที่เดิมจะช่วยเสริมให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมที่เป็น แหล่งผลิต LPG แห่งเดียวของภาคใต้สามารถผลิต LPG ได้อย่างต่อเนื่อง ลดการชดเชยการนำเข้า LPG จากต่างประเทศประมาณปีละ 6,000 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท EGCO เนื่องจากมีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน พื้นที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า และมีสัมพันธ์ที่ดีกับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าซึ่งจะเป็นการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ โรงไฟฟ้าเดิมที่มีอยู่แล้ว
8.2 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (IPP) ในช่วงปี 2564-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า IPP รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าเอกชนในปี 2550 โดยใช้วิธีเปิดประมูลแข่งขัน (Bidding) (2) การจัดสรรปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าให้ใช้ประมาณการความต้องการกำลังการผลิต ไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ที่เข้าระบบตั้งแต่ปี 2564 - 2573 รวมประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีตามความเหมาะสม กับความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ (3) เงื่อนไขและลักษณะโครงการประกอบด้วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Base load หรือผลิตไฟฟ้าตามที่ กฟผ. สั่งการ ให้ผู้ยื่นข้อเสนอใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและเสนอสถาน ที่ตั้งโรงไฟฟ้าในประเทศไทย ทั้งนี้ ผู้ผลิตไฟฟ้าต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (4) กำหนดคุณสมบัติของ IPP โดยต้องมีประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้า มีฐานะทางการเงินมั่นคง สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนินการในเงื่อนไขที่ดีได้ ไม่อนุญาตให้รัฐวิสาหกิจเข้าร่วมการยื่นข้อเสนอโดยตรง หรือร่วมกับบริษัทอื่นที่ยื่นข้อเสนอ และบริษัทหรือกลุ่มบริษัทใดๆ ที่รัฐวิสาหกิจถือหุ้นโดยตรงหรือโดยอ้อมจะสามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เมื่อสัดส่วนการถือหุ้นและ/หรือการควบคุมโดยรัฐวิสาหกิจในบริษัท/กลุ่ม บริษัทนั้นไม่เกินร้อยละ 50 และข้อจำกัดข้างต้น ให้มีผลทางปฏิบัติตั้งแต่วันยื่นประมูลจนหมดวันสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (5) อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งเป็น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) เป็นค่าพลังไฟฟ้าที่ครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา และค่าอะไหล่ ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริงตามที่โรงไฟฟ้าใช้และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปร ในการผลิตและการบำรุงรักษา และ (6) มอบให้ กกพ. ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอ รวมทั้งเสนอผลการเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป
8.3 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (SPP Cogeneration) ในช่วงปี 2563-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้ กกพ. รับไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration ในปี 2552 (2) เห็นควรกำหนดเป้าหมายพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ปริมาณ 1,350 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ (3) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพและจูงใจให้มีการ ผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติในการผลิตไฟฟ้า ให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด (5) ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้งประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน และ (6) ให้กระทรวงพลังงานเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซธรรมชาติโดยผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมตามที่บริษัท EGCO เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งพิจารณากรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และ SPP รอบใหม่ (ตามข้อ 8.2 และข้อ 8.3) ให้เป็นไปอย่างเหมาะสมและสอดคล้องกับระยะเวลาตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและออกประกาศเชิญชวนต่อไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
4. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 มิถุนายน 2558 และตุลาคม 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (289 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2561 ตามลำดับ
2. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบ Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้วเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน และวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ตามลำดับ ต่อมาเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2553 ได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ รวมทั้งได้มีการลงนามกำกับร่าง PPA (Initial) ตามความเห็นของอัยการสูงสุดเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2555 แล้ว
3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย จะใช้เงื่อนไขแบบเดียวกับร่างโครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่ ซึ่งมีพื้นฐานจากร่าง PPA ฉบับ Initial เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นต้นแบบ และได้นำความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ที่มีต่อร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 มาปรับแก้ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้านได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้ว
4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท SK Engineering & Construction จำกัด (SKEC) (26%) บริษัท Korea Western Power จำกัด (KOWEPO) (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (24%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงจำปาสัก ตอนใต้ของ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างกักเก็บน้ำ โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ (3 x 130 เมกะวัตต์) กำลังผลิต ณ จุดส่งมอบ 354 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,575 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,552 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 23 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าในฝั่ง สปป. ลาว จากโครงการ ถึง สฟ. ปากเซ (สปป. ลาว) ขนาด 230 กิโลโวลท์ ระยะทาง 110 กิโลเมตร สฟ. จากปากเซ ถึง ชายแดนไทย - สปป. ลาว ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 60 กิโลเมตร และในฝั่งไทย จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุบลราชธานี 3 ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 75 กิโลเมตร
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา คือ กฟผ. และ Xe-Pian Xe-Namnoy Power Company Limited (PNPC : ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา และ Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2555 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
5.2 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.ปากเซ และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.ปากเซ ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.3 อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว (1) ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ระหว่าง Unit Operation Period เท่ากับ 2.7806 US¢ + 0.9176 บาทต่อหน่วย (กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) และ (3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป Primary Energy (PE) เท่ากับ 3.7075 US¢ + 1.2235 บาทต่อหน่วย Secondary Energy (SE) เท่ากับ 1.4682 บาทต่อหน่วย และ Excess Energy (EE) เท่ากับ 1.3459 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
5.4 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ ทั้งนี้ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
6. เงื่อนไขสำคัญที่ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย แตกต่างจากร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่
6.1 ประเด็น Definition ของ "Debt" และ "Repayment Schedule" โดยปรับปรุงคำจำกัดความของคำว่า "Debt" และ "Repayment Schedule" ให้รวมค่าก่อสร้างในการยกระดับแรงดัน (upgrade) สฟ.ปากเซ จาก 230 kV เป็น 500 kV เหตุผล คือ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ส่งไฟฟ้าผ่าน สฟ.ปากเซ ซึ่งในระยะแรกที่มีเพียงโครงการเดียวจะจ่ายไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV แต่เมื่อมีโครงการใหม่เข้ามาใช้งานเพิ่มขึ้น (Third Party Projects) Generator มีหน้าที่ยกระดับแรงดันเป็น 500 kV ซึ่งค่าก่อสร้างดังกล่าวถือเป็นส่วนหนึ่งของ Debt
6.2 ประเด็นการให้ความเห็นชอบของ สปป. ลาว โดย (1) เพิ่มเงื่อนไขให้ Generator นำส่งมติของ National Assembly Standing Committee (NASC) ซึ่งมีสาระสำคัญว่า (1) NASC เห็นชอบ Concession Agreement (CA), แบบฟอร์ม GOL Undertaking และการออก GOL Undertaking ให้ กฟผ. โดยรัฐบาล สปป. ลาว (2) NASC ยกเว้นบางเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking ไม่ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย สปป. ลาว โดย Generator ต้องนำส่งมติดังกล่าวให้ กฟผ. ภายใน 180 วัน นับจากวันลงนามสัญญา เหตุผล เพื่อเป็นหลักฐานยืนยันแก่ กฟผ. ว่า NASC ได้มีมติเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว และ (2) เพิ่มเงื่อนไขว่า กรณีที่ National Assembly (NA) ไม่รับรองมติของ NASC ข้างต้นหรือกลับคำรับรองมติของ NASC ดังกล่าวในภายหลัง หรือ NASC กลับหรือยกเลิกมติที่ได้ออกมาแล้วให้ถือว่าเป็น Lao Change-in-Law เหตุผล NA จะมีการประชุมปีละ 2 ครั้ง นอกสมัยประชุม NASC จะปฏิบัติหน้าที่แทน และรายงานต่อ NA เพื่อรับทราบ และ/หรือรับรองมติของ NASC ในภายหลัง ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2553 สปป. ลาว ได้ออกกฎหมายใหม่ซึ่งให้อำนาจ NA ยกเลิกมติของ NASC ได้ ดังนั้น เพื่อลดความเสี่ยงและผลกระทบของ กฟผ. จากการที่ NA หรือ NASC ยกเลิกมติของ NASC ที่เกี่ยวกับ CA และ PPA กฟผ. จึงได้เจรจาขอเพิ่มเงื่อนไขให้กรณีดังกล่าวเป็น Lao Change-in-Law
6.3 ประเด็นการรับประกันของ Generator โดยปรับปรุงเงื่อนไขให้ Generator รับประกันแก่ กฟผ. ว่า Generator จะตรวจสอบว่ามีกฎหมาย สปป. ลาว ฉบับใดบ้างที่ไม่สอดคล้องหรือเป็นอุปสรรคต่อการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ของคู่สัญญา และ Generator จะนำรายชื่อกฎหมายนั้นมาบรรจุไว้ใน CA เพื่อกำหนดให้เป็นกฎหมาย สปป. ลาว ที่ได้รับการยกเว้นให้ไม่ต้องปฏิบัติตาม ในกรณีที่ Generator ผิดเงื่อนไขการรับประกันในข้อนี้ กฟผ. จะได้รับการบรรเทาความเสียหาย ตามที่กำหนดไว้ในสัญญา เหตุผล เพื่อให้มั่นใจว่า Generator ได้ตรวจสอบกฎหมาย สปป. ลาว ที่เกี่ยวข้องกับการปฏิบัติตามเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking อย่างถี่ถ้วนแล้ว และนำเสนอ NA หรือ NASC เพื่อขอยกเว้นการปฏิบัติตามกฎหมายเหล่านั้น ซึ่งหาก Generator ไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขนี้ Generator จะต้องรับผิดชอบผลกระทบที่เกิดแก่ กฟผ.
6.4 ประเด็นการใช้สถานีไฟฟ้าและระบบส่งเชื่อมโยงฝั่งลาวร่วมกัน ได้แก่ (1) ปรับปรุงเงื่อนไขให้สอดคล้องกับการที่โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย เป็นโครงการแรกที่ใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงจาก สฟ. ปากเซ มายังจุดรับซื้อไฟฟ้าชายแดนไทย- สปป. ลาว เหตุผล โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ใช้งานระบบส่งดังกล่าว จึงต้องมีหน้าที่ในการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา ที่แตกต่างจากโครงการน้ำงึม 3 ซึ่งจะเข้าใช้งาน สฟ. นาบง ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และ (2) เพิ่มเงื่อนไขเพื่อให้โครงการใหม่สามารถเข้ามาใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาวร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยได้ เหตุผล เพื่อมิให้เกิดปัญหาเช่นเดียวกับกรณี สฟ. นาบง จึงมีข้อสัญญาให้โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ต้องยินยอมให้โครงการใหม่สามารถเข้าใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ได้ โดยให้มีการเจรจาจัดทำข้อตกลงเกี่ยวกับการใช้งานร่วมกันและการแบ่งค่าใช้ จ่ายระหว่างโครงการ ซึ่งจะเป็นเอกสารแนบของ CA
6.5 ประเด็นรัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ Generator Subsystems โดยตัดเงื่อนไขเกี่ยวกับการที่รัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ ก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา Generator Subsystems ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน เช่น ระบบส่งเชื่อมโยง ระบบสื่อสาร ระบบป้องกัน และ SCADA เป็นต้น เหตุผล เนื่องจากขณะนี้ยังไม่มีข้อสรุปจากรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับการเข้าเป็นเจ้าของ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว จึงกำหนดให้หน้าที่ดังกล่าวเป็นของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
6.6 ประเด็นการเข้าเป็น O&M Contractor ของ กฟผ. โดยตัดเงื่อนไขที่กำหนดว่า ในกรณีที่ กฟผ. เข้าเป็น O&M Contractor ให้แก่สถานีไฟฟ้า และ/หรือ ระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน กฟผ. จะยกเว้นค่าปรับให้แก่ Generator หากเกิด Outages ขึ้นในระบบส่งดังกล่าว โดย Outages นั้นต้องมิได้มีสาเหตุจาก Generator เหตุผล เนื่องจากยังไม่มีโครงการอื่นเข้ามาใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย หากมีโครงการใหม่เข้ามาอาจหาทางเลือกอื่นในการแก้ปัญหาต่อไป
6.7 ประเด็น Generator EdL-System โดยเพิ่มเงื่อนไขที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricite du Laos : EdL) เหตุผล เนื่องจากโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL ภายใต้สัญญา EdL Power Purchase Agreement แต่โครงการน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เท่านั้น (ซึ่งโครงการอื่นๆ ของ สปป. ลาว ยกเว้นโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL เหมือนกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย)
7. การขอปรับกำหนด Milestone Date จากที่ต้องใช้เวลาในการขออนุมัติร่าง PPA ปัจจุบันได้ขยายอายุ MOU ออกไปอีก 4 เดือน จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ซึ่งหากลงนาม PPA ในวันที่ 15 สิงหาคม 2555 จะทำให้กำหนด SCOD เลื่อนออกไปเป็นวันที่ 15 สิงหาคม 2561 โดยก่อนหน้า SCOD จะต้องเริ่มมีการกักเก็บน้ำ 6-7 เดือนล่วงหน้าคือเดือนมกราคมถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561 ซึ่งจะทำให้การกักเก็บน้ำบางส่วนไปอยู่ในช่วงฤดูแล้ง ส่งผลให้ระดับน้ำในช่วงทดสอบโรงไฟฟ้าอาจไม่เพียงพอ ดังนั้น เพื่อลดอุปสรรคข้างต้นเมื่อใกล้จะลงนาม PPA หากเกิดความไม่สอดคล้องกับการกักเก็บน้ำเพื่อทดสอบโรงไฟฟ้า อาจพิจารณาให้สามารถปรับกำหนด Milestone Date ให้เหมาะสม โดยไม่ให้กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
2. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยกับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนที่จะลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลาในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า รวมถึงการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯและ/หรือเงื่อนไขสำคัญ ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
3. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 3 แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศตะวันออกกลาง ประมาณ ร้อยละ 80 ของปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ หากการจัดหาน้ำมันดิบจากประเทศดังกล่าวหยุดชะงัก จะเป็นผลทำให้ประเทศไทยเข้าสู่ภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งการขาดแคลนดังกล่าวจะส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ สังคม และความมั่นคงของประเทศอย่างมีนัยสำคัญและเป็นวงกว้าง และรัฐบาลได้แถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อรัฐสภา เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ภายใต้กรอบนโยบายเศรษฐกิจ และนโยบายความมั่นคงแห่งรัฐไว้ โดยข้อ 3.1.7 ได้กล่าวถึง การบริหารทรัพย์สินของประเทศที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์และความมั่นคงทาง เศรษฐกิจ รวมถึงการจัดตั้งกองทุนที่สามารถใช้ในการบริหารสินทรัพย์ของชาติให้เป็น ประโยชน์ เช่น กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองแห่งชาติ และข้อ 2.4 เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการเตรียมพร้อมแห่งชาติ โดยเน้นการบริหารวิกฤตการณ์เพื่อรับมือภัยคุกคามด้านต่างๆ รวมถึงให้ความสำคัญในการเตรียมพร้อมเพื่อเผชิญกับปัญหาความมั่นคงในรูปแบบ ใหม่ในทุกด้าน จึงเห็นควรให้มี "การจัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์" ขึ้นเพื่อ (1) ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต (2) เป็นเครื่องมือของรัฐบาลสำหรับบริหารจัดการในภาวะวิกฤติที่เกิดจากการขาด แคลนน้ำมัน (3) สร้างความมั่นใจให้ประชาชนว่าจะมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอ ไม่ขาดแคลน ในระดับราคาที่เหมาะสม (4) สร้างความมั่นใจแก่นักลงทุนต่างประเทศว่าไทยมีปริมาณน้ำมันเพียงพอ สามารถบริหารจัดการ โดยไม่ทำให้การดำเนินธุรกิจต้องหยุดชะงักในภาวะวิกฤติ (5) ใช้เป็นเครื่องมือในการรักษาระดับราคาน้ำมันภายในประเทศให้มีเสถียรภาพ และ (6) ใช้เป็นเครื่องมือขยายความร่วมมือด้านพลังงานในกลุ่มประเทศอาเซียน และประเทศผู้ใช้รายใหญ่
2. การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของต่างประเทศ โดยองค์การพลังงานระหว่างประเทศ (International Energy Agency : IEA) ส่วนใหญ่เป็นประเทศนำเข้าน้ำมัน ได้เห็นถึงความจำเป็นและผลกระทบหากเกิดการขาดแคลนน้ำมัน และความมั่นคงทางด้านพลังงานในอนาคต จึงได้จัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์เพื่อรองรับปัญหาการขาด แคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคต โดยกำหนดให้ประเทศสมาชิกต้องเก็บสำรองน้ำมันไม่น้อยกว่า 90 วันของปริมาณนำเข้าน้ำมันสุทธิ และเมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนน้ำมันให้นำน้ำมันสำรองดังกล่าวมาใช้ควบคู่ไปกับ การควบคุมการใช้ หรือปรับเปลี่ยนไปใช้พลังงานอื่นทดแทน หรือปันส่วนน้ำมันคงเหลือที่มีอยู่ถ้ามีความจำเป็น โดยมีการสำรองน้ำมันฯ ใน 2 รูปแบบ คือ การสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) และการสำรองโดยภาครัฐ (Public Stock) โดยแต่ละประเทศกำหนดรูปแบบการบริหารจัดการภายในตามความเหมาะสม
3. แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศเบื้องต้น จากผลการศึกษาของ Booz Allen Hamilton ซึ่งรัฐบาลญี่ปุ่นได้ว่าจ้างให้ศึกษาแผนแม่บทสำหรับการพัฒนาระบบการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในปี 2548 มีข้อสรุปว่า ประเทศไทยมีความเสี่ยงอย่างมากต่อการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้รูปแบบ การดำเนินงานและโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ เพื่อหลีกเลี่ยงความเสียหายทางเศรษฐกิจและการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควรมีการลงทุนจัดตั้งการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ โดยจำนวนวันสำรองที่เหมาะสมคือ 80 วันของการนำเข้าสุทธิ แต่เนื่องจากสถานการณ์โลกที่มีความเสี่ยงมากขึ้นในหลายๆ ด้านและบริบทของประเทศที่มีการเปลี่ยนแปลงไป กระทรวงพลังงานเห็นว่า ประเทศไทยควรมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ในเบื้องต้นประมาณ 90 วัน เท่ากับเกณฑ์มาตรฐานขั้นต่ำของประเทศสมาชิก IEA ที่เป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมัน โดยดำเนินการอย่างค่อยเป็นค่อยไปตามความพร้อมของประเทศและช่วงเวลาที่เหมาะ สม ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควบคุมและรักษาระบบเศรษฐกิจภายในประเทศให้มีเสถียรภาพในภาวะวิกฤติ (2) เป้าหมาย เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศและการบริหารความเสี่ยง หากเกิดการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ประชาชนมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอในยามวิกฤติ และกำหนดเป้าหมายการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศประมาณ 90 วัน ของความต้องการใช้ภายในประเทศ ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ส่วน คือ ภาคเอกชน (Private Stock) และภาครัฐ (Public Stock)
3.1 ภาคเอกชน ประเทศไทยมีการสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) โดยใช้พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 20 กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันต้องสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ทุกขณะ โดยให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจกำหนดอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้อง สำรองไม่เกินร้อยละ 30 ของปริมาณการค้าประจำปี ซึ่งปัจจุบันอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคเอกชนอยู่ที่ร้อยละ 5 โดยปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 6 ทำให้ประเทศไทยมีน้ำมันสำรองใช้ได้เพิ่มขึ้นจากประมาณ 36 วัน (ประมาณ 23.3 ล้านบาร์เรล) เป็นประมาณ 43 วันของความต้องการใช้ในประเทศ ทั้งนี้ เห็นควรให้เวลาภาคเอกชนสำหรับเตรียมการจัดหาน้ำมันและสถานที่สำหรับเก็บ สำรองตามอัตราใหม่ เพื่อมิให้เป็นภาระของผู้ค้าน้ำมันมากจนเกินไป จนไม่สามารถแข่งขันทางธุรกิจกับต่างชาติหรือเกิดความไม่เป็นธรรมทางการค้า ได้
3.2 ภาครัฐ โดยมีการจัดตั้งองค์กรขึ้นเพื่อกำกับดูแลและบริหารจัดการน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ รวมทั้งจัดหาแหล่งเงินทุน
มติของที่ประชุม
1. รับทราบเหตุผล ความจำเป็นและแนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ ในเบื้องต้น
2. เห็นชอบในหลักการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดตั้งการ สำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศต่อไป
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดย กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้าและระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG รวมทั้งดำเนินการศึกษาผลตอบแทนในการลงทุน นำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบขอบเขตการลงทุนดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยาให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา
2. ต่อมา สนพ. ได้หารือกับ ปตท. เพื่อศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ซึ่ง ปตท. ได้ศึกษาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facitity โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1 ประมาณการเงินลงทุน เพื่อใช้ดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวม 48,599 ล้านบาท แบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ ระยะที่ 1 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 27,645 ล้านบาท
2.2 ผลตอบแทนการลงทุน
สมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1
สมมติฐาน | รายละเอียด | |
1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและไม่ต่ำกว่าของประเทศ | |
2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง (ไม่รวมการลงทุนในหัวรถจักรและแม่แคร่) | |
3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | |
4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. ปริมาณ LPG | ปริมาณคาดการณ์การใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงในประเทศ | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ Facility |
6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | |
7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง |
2.3 วิธีการคำนวณผลตอบแทนการลงทุน การเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนต่อหน่วย แบ่งเป็น ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge :Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) โดยมีรายละเอียดดังนี้
ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) | = | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ x ปริมาณคาดการณ์การใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงในประเทศ |
ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) คำนวณโดยใช้อัตราผลตอบแทนจากการลงทุน (IRR) มีค่าเท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. ในช่วงก่อสร้าง
ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) | = | ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร x ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ Facility |
ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) คำนวณโดย ใช้ต้นทุนการดำเนินงานต่อหน่วย ที่เกิดขึ้นตามจริงของแต่ละ Facility
2.4 แนวทางการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน (1) ภาครัฐเป็นผู้เรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนก่อสร้าง LPG Facility จากปริมาณการจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าโรงแยกก๊าซ คลังก๊าซปิโตรเลียม และโรงกลั่นน้ำมัน จากผู้ค้ามาตรา 7 แล้วนำมาจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้แก่ ปตท. เป็นรายเดือน ประกอบด้วย ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) และกำหนดให้มีการทบทวนสมมติฐานในการคำนวณอย่างน้อยทุก 3 ปี หรือหากมีการเปลี่ยนแปลงสมมติฐานจากแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) ภาครัฐต้องกำหนดให้มีหน่วยงานกลางที่สามารถทำนิติกรรมได้ เช่น สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อจัดทำข้อตกลง/สัญญา ในการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้กับ ปตท. (3) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการต่อสัญญาเช่าที่ดิน คลังก๊าซเขาบ่อยา และคลังก๊าซอื่นๆที่เกี่ยวข้อง เช่น ที่ดินของการท่าเรือแห่งประเทศไทย (4) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการใช้สิทธิในพื้นที่ดิน (Rights of Way) (5) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนให้ได้รับสิทธิประโยชน์การลงทุนตามสมมติฐานข้างต้น และ (6) เงื่อนไขการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน โดยให้ ปตท. สามารถหักผลตอบแทนการลงทุนจากเงินนำส่งให้ภาครัฐที่ราคาจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าคลังได้ทันที และภาครัฐจะต้องจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้ ปตท. ภายใน 30 วัน นับจากวันที่มีการนำส่งเอกสาร ขอผลตอบแทนการลงทุนครบถ้วน
3. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และการจ่ายผลตอบแทนระยะที่ 1 ดังนี้
3.1 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน
องค์ประกอบ | เกณฑ์การคำนวณ | เหตุผล |
1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับอัตราดอกเบี้ยลูกค้าชั้นดี (MLR) ณ วันที่ ปตท. ลงทุน | MLR เป็นอัตราดอกเบี้ยขั้นต่ำที่ให้กู้สำหรับโครงการขนาดใหญ่ |
2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง (ไม่รวมการลงทุนในหัวรถจักรและแม่แคร่) |
เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | เทียบกับอายุโครงการ LNG Terminal |
4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc)
|
|
|
5. ปริมาณ LPG | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ คลัง | เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณการใช้งานจริงของแต่ละคลัง |
6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | เป็นวิธีการคิดตามหลักสากล |
7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
ทั้งนี้ เพื่อปรับให้สอดคล้องกับเงินลงทุนและสถานการณ์ปัจจุบันควรมีการทบทวนทุก 5 ปี หรือมีการเปลี่ยนแปลงการลงทุนอย่างมีนัยสำคัญ
3.2 การจ่ายผลตอบแทนการลงทุน เนื่องจากค่าตอบแทนการลงทุนก่อสร้างคลังก๊าซ LPG นำเข้าสามารถรวมในค่าใช้จ่ายของก๊าซ LPG นำเข้าได้ และในส่วนค่าตอบแทนการลงทุนสร้างคลังภูมิภาคและคลังจ่ายก๊าซก็สามารถชดเชย พร้อมกับการชดเชยค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ ซึ่งปัจจุบันรัฐได้ชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าและชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาคอยู่แล้ว โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปพิจารณาวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป
ทั้งนี้ โดย ปตท. ได้มีหนังสือด่วนที่สุด ลงวันที่ 7 มิถุนายน 2555 ถึง สนพ. เพื่อขอยืนยันผลตอบแทนการลงทุนใช้หลักเกณฑ์เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงิน ทุน (WACC) ของ ปตท. ซึ่งความต่างระหว่าง WACC กับ MLR อยู่ประมาณ 3%
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ระยะที่ 1 ดังนี้
องค์ประกอบ | เกณฑ์การคำนวณ | เหตุผล |
1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุนของ ปตท. (PTT WACC) และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและไม่ต่ำกว่าของประเทศ | ปตท.ต้องดำเนินงานตามระบบบริหารจัดการเพื่อ สร้างมูลค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ตามที่กระทรวงการคลังกำหนดให้รัฐวิสาหกิจต้อง ปฏิบัติตาม (ปี 2555) โดยมีเกณฑ์วัดกำหนดให้ ปตท.ต้องมีผลตอบแทนการลงทุนมากกว่าต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน |
2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | เทียบกับอายุโครงการ LNG Terminal |
4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
|
|
|
|
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge:Tc)
|
|
|
5. ปริมาณ LPG | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง | เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณการใช้งานจริงของแต่ละคลัง |
6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | เป็นวิธีการคิดตามหลักสากล |
7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบตามข้อ 1 และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป
เรื่องที่ 5 พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมระดับรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่ 9 (EMM 9) ณ เมือง Fukui ประเทศญี่ปุ่น เมื่อเดือนมิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบให้มีการใช้เทคโนโลยีสะอาดเพื่อวางแผนการลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ในเมืองของเขตเศรษฐกิจเอเปค เพื่อเป็นแนวปฏิบัติที่ดีที่สุดและสามารถนำไปใช้กับเมืองต่างๆ โดยเน้นเรื่องระบบ smart grid ของโครงข่ายสายส่งไฟฟ้าที่ทันสมัยหรืออาคารที่ใช้พลังงานทดแทน โดยศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (Asia Pacific Energy Research Center - APERC) ได้ดำเนินโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในสังคมเมืองทั้งระบบ และมีเป้าหมายการดำเนินโครงการเป็นระยะเวลา 3 ปี จำนวน 10-20 เมือง เพื่อศึกษาและปรับเปลี่ยนเป็นสังคมที่มีคาร์บอนไดออกไซด์ต่ำ ซึ่งกำหนดการดำเนินงานเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ขั้นวางแผน ศึกษา และดำเนินการ ระยะที่ 1 ได้คัดเลือกเขตศูนย์ธุรกิจ Yujiapu ในเมือง Tianjin สาธารณรัฐประชาชนจีน เป็นโครงการนำร่องในการศึกษาความเหมาะสม
2. การดำเนินการโครงการประกอบด้วยคณะผู้วิจัยกลุ่ม A (Study Group A) ที่เป็นกลุ่มผู้เชี่ยวชาญจากกลุ่มสมาชิก APEC โดยร่วมกันพัฒนาคู่มือการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำ และคณะผู้วิจัยกลุ่ม B (Study Group B) เป็นผู้ทบทวนเชิงนโยบายการดำเนินการดังกล่าวในแต่ละพื้นที่ โดยในคณะผู้วิจัยกลุ่ม A และ B มีผู้แทนจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมอู่ทหารเรือ เป็นผู้แทนไทยเข้าร่วม ตามลำดับ ในส่วนการคัดเลือกพื้นที่เพื่อศึกษาความเหมาะสม (Feasibility Study) ในการดำเนินโครงการจะพิจารณาจากความพร้อมของข้อมูล เช่น แผนการพัฒนาพื้นที่ การคมนาคมขนส่ง การใช้พลังงาน การรักษาสิ่งแวดล้อม งบประมาณและบุคลากรที่จำเป็นต่อการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำภายในประเทศ ซึ่งมีประเทศต่างๆ เสนอเมืองเข้าแข่งขันในระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) ประเทศเปรู เสนอเมือง San Borja Z2) ประเทศเวียดนาม เสนอเมือง Danang และ (3) ประเทศไทย โดย พพ. ได้เสนอพื้นที่เกาะสมุย สุราษฎร์ธานี และในการประชุม APEC Energy Working Group ครั้งที่ 42 ระหว่างวันที่ 19-20 ตุลาคม 2554 ได้ประกาศผลให้เกาะสมุย จ.สุราษฎร์ธานี เข้าร่วมโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) ระยะที่ 2
3. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานฝ่ายไทยเพื่อกำกับการดำเนินงานโครงการต้น แบบเมืองคาร์บอนต่ำ (APEC Low Carbon Model Town) ระยะที่ 2 ภายใต้กรอบความร่วมมือเอเปค ประกอบด้วย ผู้ทรงคุณวุฒิ และผู้แทนหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง จำนวน 20 คน โดยมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็นประธานคณะทำงาน โดยมีอำนาจหน้าที่ คือ (1) ประสานงานกับศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) สำนักงานเลขาธิการเอเปค และกระทรวงอุตสาหกรรม การค้าและเศรษฐกิจของญี่ปุ่น (METI) ในการดำเนินการโครงการ LCMT ตลอดระยะเวลาของการศึกษา (2) กำหนดแนวทาง กำกับและติดตามผลการทำงานของที่ปรึกษาระดับนานาชาติ และที่ปรึกษาฝ่ายไทย (3) พิจารณาให้ความเห็นชอบและอนุมัติผลการศึกษาแผนแม่บทของเมืองแบบแผนคาร์บอน ต่ำ (Low - Carbon Development Plan) และ (4) แต่งตั้งคณะทำงาน/คณะทำงานย่อย/ที่ปรึกษาเพิ่มเติม เพื่อดำเนินการต่างๆ ตามที่เห็นสมควร
4. ศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) ได้สนับสนุนการดำเนินโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พื้นที่เกาะสมุย เกาะพะงัน ในลักษณะการศึกษาเชิงเทคนิคเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ ศึกษาทบทวนนโยบายแผนการพัฒนาเมืองของหน่วยงานส่วนกลางและท้องถิ่น วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน โดย APERC ได้ว่าจ้างบริษัท EEC Engineering Network Co., LTD. ประเทศไทย ร่วมกับ Nikken Sekkei Research Institute (NSRI) ประเทศญี่ปุ่น เป็นที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการดังกล่าว โดยจะเป็นการออกแบบ ก่อสร้าง พัฒนาและดำเนินการตามมาตรการที่กำหนดไว้ ซึ่งขั้นตอนนี้จะไม่ได้รวมอยู่ในการดำเนินโครงการ APEC LCMT
5. เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกันในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พพ. ได้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินการ "โครงการสร้างความตระหนักและการมีส่วนร่วมเพื่อพัฒนาเกาะสมุยสู่เมืองต้นแบบ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างยั่งยืน" โดยการสานเสวนาหาทางออก (public deliberations) ทุกภาคส่วน หาแนวทางการดำเนินงานร่วมกัน พร้อมทั้งแต่งตั้งคณะทำงาน 3 ภาคส่วน เพื่อขับเคลื่อนกระบวนงานและกำหนดบทบาทหน้าที่ของแต่ละฝ่าย ซึ่งในเดือนมีนาคม 2555 พพ. และคณะทำงานฯ ได้เข้าหารือผู้ว่าราชการจังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อนำเสนอข้อมูลการศึกษาและดำเนินโครงการ พร้อมทั้งขอความอนุเคราะห์ข้อมูลประกอบการศึกษาแนวทางการพัฒนาเกาะสมุยสู่ สังคมคาร์บอนต่ำต่อเจ้าหน้าที่ส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง เทศบาลเมืองเกาะสมุย และสมาคมที่เกี่ยวข้อง เพื่อเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินการโครงการ
6. แผนการดำเนินการ มีดังนี้ (1) ที่ปรึกษาฝ่ายเทคนิคจะลงพื้นที่เพื่อสำรวจ รวบรวมข้อมูลประกอบการศึกษาเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน ในต้นเดือนพฤษภาคม 2555 (2) ประสาน นัดหมายเพื่อหารือกลุ่มผู้เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็น ข้อเสนอแนะต่อการดำเนินการโครงการ (3) เร่งรัดการเนินการเพื่อให้ที่ปรึกษาฝ่ายสังคมสามารถเข้าดำเนินการในพื้นที่ เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกัน สร้างความไว้วางใจ ในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยได้การกำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
2. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ.2555-พ.ศ.2564) (AEDP 2012-2021) ได้กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW และคณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 สรุปได้ดังตาราง
ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมีนาคม 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน
เชื้อเพลิง | ปริมาณเป้าหมาย AEDP (เมกะวัตต์) |
ขายไฟฟ้า เข้าระบบแล้ว |
ลงนาม PPA แล้ว (รอ COD) |
ได้รับการตอบรับซื้อแล้ว (ยังไม่ลงนาม PPA) |
อยู่ระหว่างการพิจารณา ตอบรับซื้อไฟฟ้า |
||||
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
||
พลังงานแสงอาทิตย์ | 2,000 | 110 | 217.33 | 402 | 1,770.49 | 34 | 292.92 | 169 | 1,052.67 |
ก๊าซชีวภาพ | 600 | 69 | 98.93 | 49 | 81.96 | 29 | 50.37 | 18 | 31.55 |
ชีวมวล | 3,630 | 87 | 674.42 | 190 | 1,367.66 | 41 | 374.92 | 53 | 370.00 |
ขยะ | 160 | 12 | 37.33 | 13 | 48.91 | 8 | 62.86 | 18 | 82.20 |
พลังน้ำ | 1,608 | 6 | 13.28 | 5 | 6.20 | 1 | 0.09 | 4 | 15.57 |
พลังลม | 1,200 | 3 | 0.38 | 25 | 69.83 | 13 | 585.96 | 49 | 917.84 |
รวม | 9,198 | 287 | 1,041.67 | 684 | 3,345.05 | 126 | 1,367.12 | 311 | 2,469.83 |
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะมีการเสนอขายไฟฟ้ารวมสูงกว่าเป้าหมายรวมจนสิ้นสุดแผน AEDP ขณะที่ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ดำเนินการและ จ่ายไฟฟ้าให้ระบบได้จริงจะต่ำกว่าปริมาณเป้าหมายปี 2555 ตามแผน AEDP ดังนั้น ควรเร่งรัดการคัดกรองโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถดำเนินการได้จริง แต่สามารถที่จะซื้อขายไฟฟ้าได้ คณะกรรมการบริหารฯ จึงได้มีมติดังนี้ "โครงการที่ไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดยมีสาเหตุจากผู้ลงทุน โดยโครงการ ที่ต้องการจะขยาย SCOD ต้องแจ้งการขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD จึงจะสามารถพิจารณาขยาย SCOD ได้ 1 ครั้ง เป็นเวลา 6 เดือน ตามมติ กกพ. ซึ่งพิจารณาความพร้อม 4 ด้าน และความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการให้แล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบทัน กำหนด SCOD ที่ขยายเวลาให้ใหม่ ทั้งนี้ หากได้รับการขยายระยะเวลาครั้งที่ 1 แล้วแต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตาม SCOD ที่ได้ขยายเวลาให้ โดยไม่มีเหตุที่จะอ้างได้ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขของสัญญาการ ซื้อขายไฟฟ้า ให้การไฟฟ้าดำเนินการเรื่องการสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามเงื่อนไขของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการกำหนดเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกภายใน 1 เดือน และรายงานรายชื่อโครงการพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวให้กับคณะกรรมการบริหารฯ ทราบต่อไป"
4. กฟภ. ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD แล้ว 51 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 231.68 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 228.86 เมกะวัตต์ แต่จากข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เดือนมีนาคม 2555 พบว่ายังมีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังไม่มีการดำเนินการ รวมทั้งสิ้น 119 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 402.31 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 379.20 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้
โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ครบกำหนด SCOD
เทคโนโลยี | โครงการที่ยกเลิกแล้ว | SCOD ภายในเดือนตุลาคม 2554 | SCOD ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2554 ถึง เดือนเมษายน 2555 | ||||||
จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 51 | 231.68 | 228.86 | 59 | 107.62 | 94.42 | 60 | 294.69 | 284.78 |
PV | 12 | 22.78 | 21.97 | 41 | 71.37 | 62.43 | 26 | 90.64 | 85.74 |
Thermal | 39 | 208.90 | 206.89 | 18 | 36.25 | 31.99 | 34 | 204.05 | 199.05 |
5. คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินการกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด ดังนี้ (1) มอบให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาไปดำเนินการยกเลิกสัญญากับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ก่อนเดือนตุลาคม 2554 และยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน และ (2) มอบให้ กฟภ. และสำนักงาน กกพ. ตรวจสอบเอกสารการขอขยาย SCOD สำหรับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ระหว่างเดือนพฤศจิกายน 2554 -เมษายน 2555 หากโครงการไม่ได้มีการแจ้งขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD ให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน ทั้งนี้ ให้สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ทราบ เพื่อนำเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับความเห็นของประธานฯ ไปดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 141 - วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2555 (ครั้งที่ 141)
วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555 เวลา 8.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล
2.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG
รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เกี่ยวกับข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซินและ แก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม และ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
2. กบง. ได้ประชุมและมีมติเห็นชอบให้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 5 ครั้ง โดยครั้งที่ 5 เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลในอัตราเดิม เพื่อรักษาระดับอัตราเงินเฟ้อและบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนจากภาวะราคา น้ำมันแพง โดยมีอัตราและผลบังคับใช้ ดังนี้
ชนิดน้ำมัน (บาท/ลิตร) |
เดิม | 16 ม.ค. 55 | 16 ก.พ. 55 | 16 มี.ค. 55 | 16 เม.ย. 55 | ปัจจุบัน |
น้ำมันเบนซิน 95 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
น้ำมันเบนซิน 91 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.20 | 1.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | -1.40 | -0.40 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.80 | -1.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -13.50 | -13.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 |
น้ำมันดีเซล | 0.00 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยวันที่ 9 พฤษภาคม 2555 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 109.07, 123.98 และ 125.09 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศสูง ตามไปด้วย โดย ณ วันที่ 10 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 30.83, 42.45 และ 39.03 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 พฤษภาคม 2555 มีทรัพย์สินรวม 3,740 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 26,857 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 19,428 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 349 ล้านบาท และเงินกู้ยืม 7,080 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 23,117 ล้านบาท
5. การทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน (ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554) ทำให้เกิดปัญหาการกักตุนน้ำมันของผู้ค้าน้ำมัน และปัญหาการขาดแคลนน้ำมันจากการที่สถานีบริการน้ำมันปิดจำหน่ายน้ำมันก่อน วันที่มีการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับ ราคาน้ำมันดีเซลในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ในระดับ 30.83 บาทต่อลิตร ส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตสินค้าและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ ดังนั้น การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงที่ที่อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร จะทำให้ไม่สามารถบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้
6. เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอความเห็นชอบจาก กพช. เพื่อมอบหมายให้ กบง. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในมาตรา 6 (2) "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการ กำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของ ประเทศ" และมาตรา 9 "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอาจแต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่งหรือหลายคณะ เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างใดอย่างหนึ่งตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติมอบหมายได้" มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับตามนโยบายพลังงานที่รัฐบาลแถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ในการแก้ปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนและผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามข้อ 1.7.3 ข้อ 1.7.4 และ ข้อ 3.5.3 โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้
6.1 การปรับลดหรือเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ดังนี้ (1) หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและค่าโดยสาร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และ (2) หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสม ไม่กระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและโดยสาร
6.2 การปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
ทั้งนี้การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและมอบ ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้
- 2.1 น้ำมันดีเซล
- การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม
- การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร
- 2.2 น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล
- การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
- ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวให้คำนึงถึง สถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
- มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
- เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1 - 2 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับนโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 - สิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาและนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 (2) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมจำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (3) ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
3. การดำเนินการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV กบง. ได้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ลง 4 ครั้งๆละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา โดยปัจจุบันอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ NGV อยู่ที่อัตรากิโลกรัมละ 0.00 บาท และราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นจาก 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV กระทรวงพลังงานได้จัดตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV โดยคณะทำงานฯ ได้มอบหมายให้ สนพ. จัดจ้างสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เกี่ยวข้องในการ กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ซึ่งใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน
4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ไตรมาสๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 30.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 11.2150 บาท ส่วนในภาคขนส่ง ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ครั้งๆ ละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคขนส่งปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 2.8036 บาท
5. เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาและมีความเห็นดังนี้ (1) ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ระหว่างการตรวจสอบข้อมูล คาดว่าใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน เพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV เพื่อเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณา หากปรับราคาก๊าซ NGV เกิน 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยที่ผลการศึกษายังไม่แล้วเสร็จ ราคาที่ปรับขึ้นจะไม่เป็นที่ยอมรับของผู้ใช้ก๊าซ NGV ที่ประสงค์จะให้รอผลการศึกษาฯ (2) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 อาจไม่สอดคล้องกับต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่มีการเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และ (3) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบให้การปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) และต้องปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ทำให้การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และ NGV ต้องปรับขึ้นทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน ตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2555 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง ลงวันที่ 5 มกราคม 2555 เป็นเหตุให้ผู้ค้าก๊าซ LPG มีการซื้อก๊าซล่วงหน้าเพื่อกักตุนก๊าซและสถานีบริการบางแห่งปฏิเสธการขาย ก๊าซให้ลูกค้าเพื่อที่จะรอราคาใหม่ในวันที่ 16 ของทุกเดือนทำให้ผู้ใช้รถยนต์ได้รับความเดือดร้อน
6. จากปัญหาที่เกิดขึ้นและสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ขอความเห็นชอบจาก กพช. โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มาตรา 6 (2) และมาตรา 9 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง และก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม คำนึงถึงสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ฐานะกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับนโยบายพลังงานของประเทศตามข้อ 4.3 ที่รัฐบาลได้แถลงต่อรัฐสภา โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ (1) การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ (2) การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
7. ฝ่ายเลขานุการฯได้เสนอประเด็นให้ กพช. พิจารณาดังนี้
7.1 ก๊าซ NGV (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(1)
7.2 ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)
7.3 ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2) ขอความเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)
7.4 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติ กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้องและออกประกาศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.ก๊าซ NGV
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลNGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555
(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)
(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
2.ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม
(2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
3.ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)
(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
4.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
5.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1, 2 และ 3 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้อง และออกประกาศตามข้อ 2 และ 3 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
กพช. ครั้งที่ 140 - วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2555 (ครั้งที่ 140)
วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555 เวลา 10.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2.โครงการน้ำงึม 3 ขอปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
3.อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
4.นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
7.การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
8.สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้
1.1 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ (3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line) และ (2) หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ก็ตาม ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ให้ กพช. มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานได้พิจารณาแนวทาง การจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ และมีความเห็นว่าการกู้ยืมเงินจากธนาคารออมสินจะมีค่าธรรมเนียมที่สูงกว่า ธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 0.1 ต่อปีของวงเงินสินเชื่อ ขณะที่ธนาคารกรุงไทยไม่มีการเก็บค่าธรรมเนียมต่างๆ แต่ สบพน. มีความจำเป็นต้องเบิกใช้สินเชื่อเป็นการด่วนในช่วงต้นเดือนมกราคม 2555 จึงมีมติเห็นชอบให้ สบพน. กู้ยืมเงินจากธนาคารกรุงไทย ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท เพียงแห่งเดียว เพื่อมิให้วงเงินสินเชื่อรวมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554
3. เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2554 กบง. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาท ต่อลิตร) จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป และ (2) เห็นชอบร่างประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการออกประกาศฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
4. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2555 สบพน. ได้ลงนามในเอกสารคำขอสินเชื่อธุรกิจ และสัญญารับชำระหนี้ กับธนาคารกรุงไทย เป็นจำนวนเงิน 10,000 ล้านบาท และเริ่มทยอยเบิกเงินกู้ ตั้งแต่วันที่ 6 มกราคม 2555 เป็นต้นไป ซึ่ง ณ วันที่ 11 มีนาคม 2555 สบพน. เบิกเงินกู้ไปแล้วทั้งสิ้น 5,303 ล้านบาท โดยออกตั๋วสัญญาใช้เงิน ระยะเวลา 90 วัน
5. กบง. เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2555 ได้เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ในช่วงวันที่ 1 - 15 กุมภาพันธ์ 2555 ในอัตรา 0.7009 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG และ NGV ในภาคขนส่ง โดยให้กำหนดอัตราเงินชดเชยราคา NGV ในอัตรา 1.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 1.4018 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และเห็นชอบให้ปรับอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นลิตรละ 1 บาท และน้ำมันดีเซลไม่มีการปรับเพิ่ม และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2555 เป็นต้นไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำข้อเสนอการปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแต่ละชนิดไม่สูงเกินกว่าอัตราเดิมที่เคยกำหนดไว้ ณ วันที่ 26 สิงหาคม 2554 นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
6. จากการกำหนดอัตราเงินชดเชย และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ส่งผลต่อฐานะกองทุนฯ ณ สิ้นวันที่ 11 มีนาคม 2555 โดยกองทุนมีสินทรัพย์รวม 3,824 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 24,961 ล้านบาท และมีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 21,137 ล้านบาท
7. ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยที่ปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์และมีนาคม 2555 อยู่ที่ประมาณ 160,222 ตัน และ 180,000 - 198,000 ตัน ตามลำดับ ซึ่งสูงกว่าช่วงที่ผ่านมา (ปี 2554 เฉลี่ย 119,922 ตันต่อเดือน) เนื่องจากโรงแยกก๊าซในประเทศ (โรงแยกก๊าซที่ 6 และโรงแยกก๊าซที่ 1) ปิดซ่อมบำรุง จึงต้องนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังการผลิตที่หายไป
8. สบพน. ได้จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด เพื่อประเมินผลกระทบจากการปรับเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซ LPG และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 โดยจัดทำเป็น 2 กรณีศึกษา โดยใช้สมมติฐาน อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ประมาณอัตราเงินชดเชย LPG เป็นดังนี้
อัตราเงินชดเชย (บาท/กก.) | ||
กรณีราคา LPG 1,100 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน | กรณีราคา LPG 1,200 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน | |
LPG นำเข้าจากต่างประเทศ | -25.6370 | -28.7370 |
LPG จากโรงกลั่นในประเทศ | -18.0705 | -20.4265 |
สรุปประมาณการ ตามกรณีศึกษาต่างๆ ดังนี้
กรณีศึกษาที่ | สมมติฐาน | ผลกระทบต่อกระแสเงินสดของกองทุนฯ | |||
ปริมาณนำเข้า LPG (ตัน/เดือน) |
ระยะเวลาจ่ายเงินชดเชย | วงเงินกู้ที่ต้องการ รวม (ล้านบาท) | เดือนที่วงเงินกู้ เริ่มเกิน 10,000 ล้านบาท |
ระยะเวลาชำระคืนหนี้ นับจากเบิกเงินกู้ |
|
กรณีศึกษาที่ 1 ราคาก๊าซ LPG เท่ากับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2555 และ 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2556* | |||||
1 | 130,820-149,730 | 1 เดือน นับจากเกิดภาระหนี้ | 21,700 | มีนาคม 2555 | 24 เดือน (ธันวาคม 2556) |
กรณีศึกษาที่ 2 ราคาก๊าซ LPG เท่ากับ 1,200 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2555 และ 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2556* | |||||
2 | 170,000 | 1 เดือน นับจากเกิดภาระหนี้ | 35,600 | มีนาคม 2555 | 33 เดือน (กันยายน 2557) |
หมายเหตุ * ประมาณการราคาก๊าซ LPG ในปี 2556 เท่ากับ 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยคำนวณจากราคาเฉลี่ยในปี 2554
จากทั้งสองกรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ มีความต้องการวงเงินสินเชื่อเกินกว่าวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเริ่มเกินวงเงินในเดือนมีนาคม 2555 เป็นต้นไป และมีระยะเวลาชำระคืนมากกว่า 1 ปี ซึ่งไม่เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554
9. คณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้วงเงินกู้เดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะเวลาชำระหนี้ 1 ปี เป็น 3 ปี และจัดหาเงินกู้เพิ่มเติมอีก 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 3 ปี รวมเป็นวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2555 กบง. มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อ กพช. ดังนี้
9.1 แนวทางการจัดหงห้งทุนน้ำมันฯ โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะ 1 ปี เป็น 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท ระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)
9.2 หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้า หนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
10. สบพน. ประมาณการว่าราคาก๊าซ LPG ปี 2555 จะปรับตัวลงมาอยู่ที่ระดับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท จะสามารถรองรับกรณีที่ปริมาณนำเข้า LPG อาจสูงกว่า ที่คาดการณ์ไว้ในกรณีที่ 1 ได้ระดับหนึ่ง แต่หากราคาก๊าซ LPG จะประตัวสูงขึ้นไปจนทำให้วงเงิน 30,000 ล้านบาท ไม่พอเพียงสำหรับชดเชยราคาก๊าซ LPG สบพน. จะนำเสนอ กบง. พิจารณาอีกภายหลัง ประกอบกับการขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้ในครั้งนี้ เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลา การชำระหนี้คืนได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จาก 1 ปี เป็นระยะเวลา 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท มีระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำ เป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)
2.หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ควรขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มี มาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
เห็นชอบให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 1 และ 2 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการ ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (MOU) ในวันที่ 11 มีนาคม 2553 (MOU อายุ 12 เดือน ถึงวันที่ 10 มีนาคม 2554) และได้เริ่มจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) และลงนามกำกับ (Initial PPA) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2554 (วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2554 ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอใช้สิทธิ์ตาม MOU ในการขยายอายุ MOU ออกไปอีก 60 วัน จนถึงวันที่ 9 พฤษภาคม 2554 โดยได้ขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกัน (MOU Security) ให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ขยายออกไป)
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถขยายอายุ MOU ออกไปจนกว่าจะมีการลงนาม PPA โครงการน้ำงึม 3 โดยการขยายอายุ MOU ต้องขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกันให้ครอบคลุมด้วย ทั้งนี้ กพช. และคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบร่าง PPA เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 และวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ
3. เนื่องจากร่าง PPA ยังอยู่ในขั้นตอนการเสนอขออนุมัติและการส่งร่าง PPA ให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา ผู้พัฒนาโครงการจึงมีหนังสือขอขยายอายุ MOU โดยได้มีการขยายอายุ MOU ออกไป รวมทั้งสิ้น 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดขอขยายอายุออกไปอีก 2 เดือน จนถึงวันที่ 9 เมษายน 2555
4. ในช่วงที่อายุ MOU ขยายออกไป ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอให้พิจารณาปรับกำหนดเวลา (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 เนื่องจากหากมีการลงนาม PPA ในวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2555 (ตามวันที่ MOU ครบกำหนด) แล้วใช้กำหนดเวลาตามร่าง PPA จะไม่สอดคล้องกับระยะเวลาการเก็บกักน้ำและแผนงานพัฒนาโครงการ ทำให้ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ซึ่งคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการในการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เสนอ กพช. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
5. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการคือ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้น GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการตั้งอยู่ ตอนกลางของลำน้ำงึม แขวงไชสมบูน สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นประเภทมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 2,128 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วย Secondary Energy 151 ล้านหน่วย และ Excess Energy 48 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว ที่ก่อสร้างใหม่ ขนาด 500 กิโลโวลต์ (kV) จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง 99 กิโลเมตร และที่ใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ส่งไฟฟ้าจาก สฟ. นาบงมายังชายแดนไทยที่ จ.หนองคาย ระยะทาง 27 กิโลเมตร จะเป็นการใช้ระบบส่งที่โครงการน้ำงึม 2 ก่อสร้างไว้แล้ว โดยจะมีการปรับปรุง สฟ. นาบง เพิ่มเติม ฝั่งไทยใช้ระบบส่งเดิมที่รับไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2 โดยจะมีการปรับระดับแรงดันไฟฟ้าจาก 230 kV เป็น 500 kV สำหรับระบบส่งจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 และจะก่อสร้างระบบส่งช่วงอุดรธานี 3 - ชัยภูมิเพิ่มเติม อายุสัญญา 27 ปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) เดิมในเดือนมกราคม 2560
6. เหตุผลในการปรับกำหนดเวลา (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ โดย Milestone Date ของโครงการน้ำงึม 3 ที่ผู้พัฒนาโครงการเสนอเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม ดังนี้
6.1 Scheduled Financial Close Date (SFCD) กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติมจาก 6 เดือน เป็น 9 เดือน เพื่อให้มีเวลาหาข้อตกลงกับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 2 น้ำเงี้ยบ 1 สถาบันการเงิน และรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับสถานีไฟฟ้าแรงสูงนาบง ซึ่ง สปป. ลาว มีแผนที่จะให้เป็นจุดร่วม ในการส่งไฟฟ้าจากโครงการต่างๆ ข้างต้นมายังไทย แต่ผู้เกี่ยวข้องต้องหารือเพื่อตกลงเรื่องของโครงสร้างการลงทุน การคิดค่าระบบส่ง และเรื่องอื่นๆ
6.2 Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD เนื่องจาก (1) ส่วนที่ได้มีการเตรียมงานไว้ล่วงหน้ารวมถึงถนนเข้าสู่โครงการได้รับความเสีย หายจากลมพายุไหหม่าในเดือนมิถุนายน 2554 ทำให้ต้องมีการเตรียมงานดังกล่าวส่วนใหญ่อีกครั้ง จึงต้องใช้เวลาเพิ่มขึ้น และ (2) หากไม่มีการปรับเพิ่มระยะเวลาของ SCOD จาก 60 เดือน นับจาก SFCD จะมีอุปสรรคที่ระยะเวลาเริ่มต้นกักเก็บน้ำบางส่วนจะไปอยู่ในช่วงฤดูแล้งส่ง ผลให้ระดับน้ำในช่วงที่จะเริ่มทดสอบโรงไฟฟ้าไม่เพียงพอ
6.3 กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencementb Date และ 1 มิถุนายน 2559 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และเปลี่ยนเป็นกำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติม 3 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับข้อเสนอในการขอเพิ่มกำหนดเวลาการก่อสร้างที่เพิ่มจาก 60 เดือนเป็น 63 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 ดังนี้
1. Scheduled Financial Close Date (SFCD)
- กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
- กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
2. Scheduled Commercial Operation Date (SCOD)
- กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD
- กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD
3. กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD
- กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 1 มิถุนายน 2559
- (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- กำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560
- (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
โดยให้ กฟผ. แก้ไขร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในส่วนที่เกี่ยวข้องก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 3 อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบัน กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐ ที่มีทั้งซื้อและขายแลกเปลี่ยนกัน รวม 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
1.1 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ผลิตจากโครงการน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) น้ำลึก 1 (60 เมกะวัตต์) และน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดหนองคาย บึงกาฬ นครพนมและมุกดาหาร โดย ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ซึ่งสัญญามีอายุ 8 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) โครงสร้างของอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ตามสัญญาฯ เป็นดังนี้
(1) อัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือน ช่วง 4 ปีแรก (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553) คือ อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งตามช่วงเวลา Peak และ Off-Peak โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. ช่วงเวลา Peak เท่ากับ 1.60 บาท/หน่วย และ Off-Peak เท่ากับ 1.20 บาท/หน่วย ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. จะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. แล้วบวกเพิ่ม 0.19 บาท/หน่วย เพื่อชดเชยค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย (Loss) ทั้งนี้ ในสัญญาฯ มีการระบุให้สองฝ่ายทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับช่วง 4 ปีหลัง (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) หากคู่สัญญายังเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ไม่ได้ ให้มีการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามอัตราเดิมไปก่อน
(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา หาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในส่วนของปริมาณส่วนเกิน กฟผ. จะคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าด้วยราคาจำหน่ายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวัน ที่ 25 กันยายน 2544 (เงื่อนไขนี้อยู่ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดเช่นกัน) จากการที่อัตราค่าไฟฟ้า ซื้อขายรายเดือนในข้อ (1) มีข้อตกลงถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553 แต่การเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2553 ฟฟล. จึงได้มีหนังสือขอให้คงเงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปก่อน จนกว่าทั้งสองฝ่ายจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ได้ ต่อมา กฟผ. กับ ฟฟล. ได้เจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ จนได้ข้อสรุปแก้ไขเฉพาะส่วนที่สะท้อนค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย โดยลดค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสียลงจาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย โดย ฟฟล. ได้มีหนังสือลงวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว สรุปอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ดังนี้
ช่วงเวลา | โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเดิม | ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ | ||
(วันที่ 26 ก.พ. 2549 - วันที่ 25 ก.พ. 2553) | (วันที่ 26 ก.พ. 2553 - วันที่ 25 ก.พ. 2557) | |||
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. บาท/หน่วย) |
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
|
- Peak | 1.60 | 1.79 | 1.60 | 1.74 |
- Off Peak | 1.20 | 1.39 | 1.20 | 1.34 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย
ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)
1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ โดยสัญญามีอายุ 12 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 - วันที่ 30 เมษายน 2556)
ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด ได้ระบุราคาซื้อขายไฟฟ้า และมีข้อกำหนดให้สองฝ่ายทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าได้ทุก 4 ปี ซึ่งเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด แก้ไขเพิ่มเติม ครั้งที่ 1 โดยให้ใช้ราคาซื้อขายไฟฟ้านี้ในช่วง 8 ปีหลังของสัญญาฯ (วันที่ 1 พฤษภาคม 2548 - วันที่ 30 เมษายน 2556) ซึ่งเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ดังนี้
ช่วงเวลา | โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบัน | |
(วันที่ 1 พ.ค. 2548 - วันที่ 30 เม.ย. 2556) | ||
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
|
- Peak | 1.60 | 1.79 |
- Off Peak | 1.20 | 1.39 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชย)
ทั้ง นี้ เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 ฟฟล. ได้ที่เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยเสนอเพิ่มเติมให้ กฟผ. พิจารณาใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 กับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดด้วย
2. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) และคณะเดินทางไปเยือน สปป. ลาว กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้แจ้งว่า ปัจจุบัน สปป. ลาว จำเป็นต้องซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. เพิ่มมากขึ้น จึงขอให้ไทยพิจารณาลดราคาค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยเสนอขอเปลี่ยนราคาค่าไฟฟ้าจากเดิม ที่ใช้ราคาค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน (สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด)
3. จากการศึกษา Loss ในบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศไทย กรณีซื้อ/ขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ตามชายแดนไทย-สปป. ลาว ปี 2554 - 2558 พบว่า การซื้อขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ทำให้เกิดค่า Loss ในช่วงเวลา Peak เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 3.92 มีค่าประมาณ 0.14 บาท/หน่วย จึงเห็นควรปรับปรุงอัตรา ค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 โดยลดค่าไฟฟ้าส่วนที่สะท้อนค่า Loss จาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย และเนื่องจากพื้นที่ในการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดอยู่ใน ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จึงเห็นควรปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดให้เป็น อัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ด้วย
4. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
4.1 ตามที่ สปป. ลาว เสนอว่า ในแต่ละรอบปีสัญญา กรณีปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. จากเดิมที่ใช้ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน (ตามมติคณะรัฐมนตรี) ขอเปลี่ยนเป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พบว่า อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนตามข้อเสนอของ สปป. ลาว เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตและส่งเฉลี่ยของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย จึงทำให้ไม่เหมาะสมที่จะปรับลดราคาให้ สปป. ลาว ตามที่เสนอ
4.2 เนื่องจาก สปป. ลาว เป็นแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าที่สำคัญของไทย ซึ่งเป็นโครงการของหน่วยงานรัฐ คือ ฟฟล. และโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน กรณีโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน ปัจจุบันมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยแล้วจำนวน 4 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 9,900 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 6% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) และภายปี 2562 ตามแผนจะมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยทั้งสิ้น 10 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 33,700 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 14% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) ขณะที่โครงการที่เป็นหน่วยงานรัฐมี 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด จึงเห็นควรที่จะใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน
4.3 จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 โดยเห็นชอบในหลักการให้ราคาจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. และ กฟผ. จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ารวมกับค่าชดเชย รายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ. ดังนั้น หาก กพช. อนุมัติให้เปลี่ยนแปลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งแทน จะต้องนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบให้มีมติคณะรัฐมนตรีเพิ่มเติม เกี่ยวกับการใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน สำหรับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
เปรียบเทียบโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า
สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในแต่ละรอบปีสัญญา | ราคาค่าไฟฟ้า (บาท/หน่วย) |
|
ปัจจุบัน | ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 | ~ 3.01 * |
ข้อเสนอ สปป. ลาว | ใช้อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน ซึ่งอัตราปัจจุบัน คือ
|
~ 1.55 |
ข้อเสนอเพื่อพิจารณา | อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) ที่ระดับแรงดันไฟฟ้า ณ ปลายสายส่ง 69, 115 กิโลโวลต์ | ~ 2.66 * |
หมายเหตุ : * คำนวณโดยใช้สมมติฐานค่า Ft มกราคม-เมษายน 2555
5. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดและให้ กฟผ. เจรจากับ ฟฟล. โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตามสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 ทั้งนี้ หากทั้งสองฝ่ายสามารถตกลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งได้แล้ว ให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบ และต่อมา ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ลงวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2555 เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของไทย เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อน น้ำงึม 1 โดยให้มีผลบังคับใช้ตามเงื่อนไขในสัญญาฯ คือ ในช่วง 4 ปีหลังของสัญญาปัจจุบัน (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) ดังนี้
ช่วงเวลา | กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
- Peak | 1.60 | 1.74 |
- Off Peak | 1.20 | 1.34 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติและวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)
2.เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตาม
3.เห็น ชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด ในอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ตามข้อ 1 โดยให้มีผลบังคับใช้นับจากเดือนถัดไปของวันที่ลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
4.สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป
5.เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดในส่วนที่เกี่ยวกับอัตราค่า ไฟฟ้าตามที่อนุมัติและเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมต่อไป
เรื่องที่ 4 นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิต ไฟฟ้า ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิต ติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี ทั้งนี้ ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี และ (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายและใช้เอง โดยไม่รวมถึงพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า ในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย ตามชนิดของเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
2. กกพ. ออกประกาศ เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 เป็นต้นมา ซึ่งพบว่าเกิดมีประเด็นปัญหาในการปฏิบัติงาน กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพิ่มเติม ดังนี้
2.1 จากระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการกำหนดประเภทเชื้อเพลิงของลมร้อนทิ้ง จากกระบวนการผลิตปูนซีเมนต์และพบว่า (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 5 กำหนดพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วย กพช. โดย พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ได้กำหนดให้พลังงานหมุนเวียน หมายความรวมถึงพลังงานที่ได้จากไม้ ฟืน แกลบ กากอ้อย ชีวมวล น้ำ แสงอาทิตย์ ความร้อนใต้พิภพ ลม และคลื่น เป็นต้น ซึ่งไม่ได้ระบุถึงลมร้อนทิ้งให้เป็นพลังงานหมุนเวียนที่ชัดเจน (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน พ.ศ. 2550 (ฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2552) กำหนดนิยามพลังงานหมุนเวียนได้รวมถึง พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำที่เหลือจากกระบวนการผลิต ซึ่งต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย
2.2 ปัจจุบันมีผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากลมร้อนทิ้งจากกระบวน การผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ และการหลอมเหล็ก จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 218.50 เมกะวัตต์ ที่ยังไม่มีการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าไว้ชัดเจน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ และสร้างความเป็นธรรมต่อผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับพลังงานเหลือทิ้งใน อัตรา 1 สตางค์/หน่วย รวมทั้ง กำหนดประเภทของพลังงานหมุนเวียนจากความร้อนใต้พิภพ และคลื่น ตาม พ.ร.บ. กพช. ให้ชัดเจน ซึ่งข้อเสนออัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เป็นดังนี้
เชื้อเพลิง | อัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุน (สตางค์ต่อหน่วย) |
ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
น้ำมันเตา ดีเซล | 1.5 |
ถ่านหิน ลิกไนต์ | 2.0 |
* พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร | 1.0 |
พลังงานหมุนเวียน | |
- ลมและแสงอาทิตย์ | 1.0 |
- พลังน้ำ | 2.0 |
- ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน | 1.0 |
- ความร้อนใต้พิภพ และคลื่น | 1.0 |
- พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ | 1.0 |
หมายเหตุ - *พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร (Waste Heat)
มติของที่ประชุม
เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยคำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุน เวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนพัฒนาฯที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อ ประชาชนรอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ในการออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่อง จักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงรวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ (2) ตู้เย็น (3) พัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้น (4) เครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศ (5) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (6) เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (7) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า และ (8) กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า และต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนด เครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงฯ แล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่ง กพช. และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 และวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ตามลำดับ ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงดังนี้ (1) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัว (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ได้แก่ หลอดมีบัลลาสต์ในตัวและหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส และ (5) เตาหุงต้ม ในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. ต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ และนำร่างกฎกระทรวงดังกล่าวเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะกรรมการพัฒนากฎหมายของ พพ. ซึ่งคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติอนุมัติร่างกฎกระทรวงให้นำเสนอ กพช. ประกอบด้วย 1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ 2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ 3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่
4. ร่างกฎกระทรวง ฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย 1) บันทึกหลักการ และเหตุผล ชื่อผลิตภัณฑ์ และ 2) ร่างกฎกระทรวงฯ ชื่อผลิตภัณฑ์ และกำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ การอ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ และรายละเอียดกำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภท ของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น รวมทั้งกำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ตลอดจนกำหนดขอบเขตเกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ วันบังคับใช้
5. ค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวงฯ 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอด ฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ ผลิตระบุ ดังนี้ ขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ 18 วัตต์ (หลอดกลม) 32 วัตต์ (หลอดวงกลม) และ 36 วัตต์ (หลอดตรง) มีค่าประสิทธิภาพพลังงาน 19 - 16 วัตต์, 35 - 30 วัตต์ และ 36 - 34 วัตต์ ตามลำดับ
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซ็นต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาด ความยาว และกำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้
(1) ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น
หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T8 และ T12
ความยาวหลอดที่ระบุ (บังคับ) (มิลลิเมตร) |
น้อยกว่า 550 | ตั้งแต่ 550 ถึงน้อยกว่า 700 | ตั้งแต่ 1,150 ถึงน้อยกว่า 1,350 |
กำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (แนะนำ) (วัตต์) | น้อยกว่า 16 | 16 ถึง 24 | 28 ถึง 50 |
ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (ลูเมนต่อวัตต์) | 87 ถึง 94 | 68 ถึง 75 | 88 ถึง 96 |
หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T5
ความยาวหลอดที่ระบุ (บังคับ) (มิลลิเมตร) | ตั้งแต่ 550 ถึงน้อยกว่า 700 | ตั้งแต่ 700 ถึงน้อยกว่า 1,150 |
กำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (แนะนำ) (วัตต์) | 16 ถึง 24 | 17 ถึง 40 |
ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (ลูเมนต่อวัตต์) | 68 ถึง 75 | 94 ถึง 100 |
(2) ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีขนาดความยาวและกำลัง ไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุตาม (1) ต้องมีค่าไม่น้อยกว่าร้อยละ 90 ของค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นที่มีขนาดความยาวและกำลังไฟฟ้าเดียวกัน
(3) ดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ทุกขนาดตาม (1) ต้องมีค่า ไม่น้อยกว่า 80
5.3 โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามชนิด ที่ผู้ผลิตระบุดังนี้ 1) ชนิดตะแกรง (Louver Luminaires) 2) ชนิดกรองแสง (Diffuser Luminaires) และ 3) ชนิดโรงงาน (Industrial Luminaires) มีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 88 - 100, 76 - 87 และ 91 - 100 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามความในมาตรา 4(4) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ให้ กพช. กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงิน "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามความในมาตรา 24 โดยมีวัตถุประสงค์ให้นำไปใช้จ่ายเงินตามมาตรา 25 และเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 กพช. ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ปี 2548-2554)
2. เนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ได้สิ้นสุดในปี 2554 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2554 ได้เห็นชอบให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแผนการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ และเห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) โดยกำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม
4. สนพ. ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ที่สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี และได้เสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2554
5. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประกอบด้วยแผนงานรอง 3 แผน ได้แก่ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และ แผนบริหารทางกลยุทธ์ ทั้งนี้ได้มีการเพิ่มกลุ่มงานแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการอนุรักษ์ พลังงานในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของเงินกองทุนฯ รวมทั้งได้เพิ่มกลุ่มงานต่างๆ ในแผนบริหารทางกลยุทธ์ เพื่อรองรับการบริหารกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพ มากขึ้น ดังนี้
แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | แผนพลังงานทดแทน | แผนบริหารทางกลยุทธ์ |
|
|
|
6. หลักเกณฑ์ เงื่อนไขการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559
6.1 ผู้มีสิทธิได้รับการสนับสนุนเป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชนที่ไม่มุ่งค้ากำไรตามมาตรา 26 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
6.2 การสนับสนุนค่าใช้จ่าย เป็นเงินช่วยเหลือให้เปล่าเพื่อการศึกษา วิจัย พัฒนา หรือการสาธิตขนาดเล็ก เป็นเงินช่วยเหลือสนับสนุนแก่หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชน ในการพัฒนาโครงการด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน และเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือสนับสนุน และค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นสมควร
6.3 หน่วยงานที่รับจัดสรรเงินไปจากกองทุนฯ จะทำสัญญาหรือหนังสือยืนยันกับ สนพ. และ/หรือ พพ. เพื่อเป็นข้อผูกพันที่จะดำเนินงานให้ได้ผลตามเป้าหมายที่กำหนด และ สนพ. และ/หรือ พพ. มีสิทธิบอกเลิกสัญญาหากหน่วยงานนั้นไม่สามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมาย
7. กรอบการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
7.1 การวิเคราะห์ฐานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ ในบัญชี จำนวน 21,710 ล้านบาท ขณะที่มีรายจ่ายผูกพันในปี พ.ศ. 2548 - 2554 ซึ่งจะต้องจ่ายในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประมาณ 9,710 ล้านบาท จึงทำให้กองทุนฯ มีวงเงินคงเหลือ จำนวน 12,000 ล้านบาท ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์การดำเนินงานโครงการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบ อุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท
7.2 การวิเคราะห์ระดับรายได้ของกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 คาดว่ากองทุนฯ จะมีรายรับ ประมาณ 7,200 - 7,500 ล้านบาท/ปี รวมเงินรายได้ 5 ปี เป็นเงิน 37,000 ล้านบาท
7.3 การจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท โดยกำหนดสัดส่วนวงเงินการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และแผนบริหารทางกลยุทธ์ เป็นร้อยละ 50 45 และ 5 ตามลำดับ หรือคิดเป็นวงเงิน 17,500 ล้านบาท 15,750 ล้านบาท และ 1,750 ล้านบาท ตามลำดับ
8. การจัดสรรเงินกองทุนฯ รายปี จะดำเนินการตามแนวทาง/หลักเกณฑ์การพิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน ที่คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนด และจะเสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
เรื่องที่ 7 การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรีสัญจรที่จังหวัดภูเก็ต เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะรัฐมนตรีเศรษฐกิจนัดพิเศษ เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2555 ซึ่งเห็นชอบให้หน่วยงานราชการดำเนินมาตรการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่าง น้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนให้หน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจดำเนินการให้เป็น ไปตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เห็นควรสนับสนุนและส่งเสริมให้อาคารควบคุมภาครัฐมีการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพ สูง โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาดำเนินการ จึงได้จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ขึ้น
2. ผลการสำรวจข้อมูลเบื้องต้นของโครงการส่งเสริมและกำกับดูแลการอนุรักษ์ พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐประมาณ 800 แห่ง ที่ พพ. ได้ดำเนินการ สรุปได้ดังนี้ (1) ศักยภาพการประหยัดพลังงาน 75 ktoe ต่อปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาทต่อปี หรือร้อยละ 15 ของการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐทั้งหมด (2) ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 442,000 ตันต่อปี และ (3) ประเมินมูลค่าการลงทุน 6,300 ล้านบาท
3. พพ. จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐใน ลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) ที่ดำเนินการให้กับอาคารเอกชนมาประยุกต์กับอาคารควบคุมภาครัฐ ซึ่งให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจรที่มีวัตถุประสงค์ของโครงการ เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) มาดำเนินการ โดยการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อเป็นตัวอย่างที่ดีให้แก่อาคารภาคเอกชน และประชาชนในด้านอนุรักษ์พลังงาน มีกลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ อาคารควบคุมภาครัฐในปี 2555 ประกอบด้วย อาคารสำนักงาน 485 แห่ง อาคารสถานศึกษา 180 แห่ง อาคารโรงพยาบาล 139 แห่ง และอาคารประเภทอื่นๆ 19 แห่ง รวมทั้งสิ้น 823 แห่ง และดำเนินงานในรูปแบบธุรกิจจัดการพลังงานที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. หรือ กฟภ. โดยผู้ดำเนินการธุรกิจจัดการพลังงานจะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบ ครบวงจร ตั้งแต่การสำรวจ ตรวจสอบและวิเคราะห์เพื่อกำหนดมาตรการอนุรักษ์พลังงานและการลงทุน รวมทั้ง ออกแบบ การหาแหล่งเงินทุน การควบคุมการติดตั้ง และการติดตามประเมินผล ทั้งนี้ กฟน. และ กฟภ. จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่ลดลงมาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงานและค่า อุปกรณ์ โดยอาคารควบคุม ภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม
4. การดำเนินการ โดย 1) พพ. เป็นผู้ประสานงาน ให้คำปรึกษา และประชาสัมพันธ์โครงการฯ ให้กับ กฟน. กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐ 2) ทีมงาน กฟน. หรือ กฟภ. และ อาคารควบคุมภาครัฐร่วมกันดำเนินการ โดยการสำรวจ ออกแบบ กำหนดมาตรการประหยัดพลังงาน โดยการกำหนดคุณสมบัติอุปกรณ์ (Spec) และคัดเลือกผู้ผลิต/ผู้จำหน่าย (Supplier) โดยการจัดทำสัญญาการจัดการพลังงาน โดยการควบคุมการติดตั้งอุปกรณ์ และทดสอบการใช้งาน และโดยการตรวจประเมินผลการจัดการพลังงาน 3) กฟน. หรือ กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ ร่วมกันติดต่อแหล่งเงินทุน (Bank & ESCO Fund) เพื่อขอกู้เงิน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการออกแบบ การติดตั้งอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน การรับประกัน และการบำรุงรักษาอุปกรณ์ 4) กฟน. หรือ กฟภ. เรียกเก็บค่าไฟฟ้าและค่าจัดการพลังงานจากอาคารควบคุมภาครัฐ ที่เข้าร่วมโครงการฯ ประมาณ 800 แห่ง 5) อาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ จ่ายเงินค่าไฟฟ้า และค่าจัดการพลังงานให้แก่ กฟน. หรือ กฟภ. และ 6) พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สนพ. เป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป
5. พพ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย โดย พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) (ลงนาม เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2554) และร่วมกับมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ ในการดำเนินโครงการนำร่องบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการบริหารจัดการเพื่อการ ประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ตามรายละเอียดของการดำเนินโครงการฯ ที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เสนอ โดยให้ดำเนินการโครงการนำร่อง 3 แห่ง ได้แก่ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และศูนย์ราชการเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา
2.ให้ พพ. ประสานกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้
3.ให้ พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 8.1 สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
เรื่องที่ 8.2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 8.3 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์
เรื่องที่ 8.4 แนวทางการจัดเก็บป้ายภาษีทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 8.5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2554
เรื่องที่ 8.6 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 และ 2552
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 139 - วันศุกร์ที่ 30 พฤศจิกายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2554 (ครั้งที่ 139)
วันพุธที่ 30 พฤศจิกายน 2554 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.นโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy)
3.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
4.โครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน
5.การปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี
รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
เรื่องที่ 1 นโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy)
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) โดยมีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 20 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายภายในปี 2565 และต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 20 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับการใช้พลังงานในปี 2553 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ หรือลดพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) ร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548
2. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายต่อรัฐสภา ที่จะต้องส่งเสริมผลักดันการอนุรักษ์พลังงานเต็มรูปแบบตาม ข้อ 3.5.4 ส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี ทั้งนี้ ให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรมอย่างครบวงจร และข้อ 3.5.5 ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงาน อย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี ประกอบกับเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2554 ในการประชุมระดับรัฐมนตรีเอเปค ครั้งที่ 23 ซึ่งผู้นำกลุ่มเอเปคได้ตกลงจะร่วมกันส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเพื่อให้ บรรลุเป้าหมาย ในการลดสัดส่วนของการใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติ (Energy Intensity : EI) ลงโดยรวมให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยประเทศไทยจะต้องมีส่วนร่วมในการลดการใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชา ชาติลงร้อยละ 26.5 ในปี 2573 ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงได้มีการปรับปรุงนโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy) ขึ้น โดยมุ่งเน้นการลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (CO2) ลง พร้อมทั้งการเป็นจุดเริ่มต้นในการให้ประเทศไทยก้าวไปสู่การเป็นสังคมคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Society) ดังนี้
2.1 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ได้กำหนดเป้าหมายตามนโยบายของรัฐบาลที่ลดระดับการใช้ พลังงานต่อผลผลิต (EI) ลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี โดยประเทศจะต้องลดการใช้พลังงานลง 38,200 ktoe ในปี 2573 หรือคิดเป็นการลดการปลดปล่อยก๊าซ CO2 ลง 130 ล้านตัน จำแนกเป็น ภาคอุตสาหกรรม ภาคขนส่ง ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ และภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านที่อยู่อาศัยเป็น 50, 47, 20 และ 13 ล้านตัน ตามลำดับ โดยแบ่งแผนการดำเนินงานตามเป้าหมายที่จะลดเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะเร่งด่วน (2554 - 2555) จำนวน 8 ล้านตันในปี 2555 ระยะสั้น (2554 - 2559) จำนวน 27 ล้านตันในปี 2559 ระยะกลาง (2554-2564) จำนวน 63 ล้านตันในปี 2564 และระยะยาว (2554 - 2573) จำนวน 130 ล้านตันในปี 2573 และจากคำประกาศของผู้นำกลุ่มประเทศเอเปค ประเทศไทยจะต้องลดค่า EI ให้ได้อย่างน้อย ร้อยละ 26.5 ภายในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 ทำให้ประเทศไทยจะต้องมีส่วนร่วมในการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 35,900 ktoe ซึ่งปัจจุบัน ประเทศไทยมีแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี มีเป้าหมายที่จะลดค่า EI ลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี หรือปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 ทำให้จะต้องลด การใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe แต่หากคำนวณค่า EI โดยใช้ปีฐานในปี 2548 ไทยสามารถลด EI ได้ถึงร้อยละ 55 ซึ่งแสดงให้เห็นว่าไทยสามารถลดการปล่อยเรือนกระจกจากการลดค่า EI ได้ดีกว่าเป้าหมายของเอเปคมาก
2.2 แผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021) โดยกำหนดเป้าหมายให้เพิ่มการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นร้อยละ 25 ของการใช้พลังงานทั้งหมดภายในปี 2564 ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2555 - 2559) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 5,625 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 11,426 ktoe และระยะที่ 2 (พ.ศ. 2560 - 2564) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 9,201 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 24,931 ktoe เมื่อดำเนินการตามแผน AEDP (2012 - 2021) จะลดการนำเข้าน้ำมันของประเทศประมาณปีละ 574,000 ล้านบาท และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ 76 ล้านตัน ในปี 2564 พร้อมทั้งมีรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิตประมาณ 23,000 ล้านบาทต่อปี
ตารางแสดงสถานภาพกำลังผลิตของพลังงานทดแทนในปัจจุบันและเป้าหมายในปี 2564
ประเภท | หน่วย | ปริมาณกำลังการผลิตปัจจุบัน | เป้าหมายปี 2564 (AEDP 10 ปี) |
ไฟฟ้า | |||
1. พลังงานลม (Wind) | MW | 7.28 | 1,200 |
2. พลังงานแสงอาทิตย์ (solar) | MW | 75.48 | 2,000 |
3. พลังน้ำ (Hydro) | MW | 86.39 | 1,608 |
4. ชีวมวล (ไฟฟ้า) | MW | 1,751- | 3,630 |
5. ก๊าซชีวภาพ | MW | 137.57 | 600 |
6. ขยะ | MW | 13.45 | 160 |
7. พลังงานรูปแบบใหม่ผลิตไฟฟ้า | MW | - | 3 |
ความร้อน | |||
8. แสงอาทิตย์ | ktoe | 1.98 | 100 |
9. ชีวมวล (Bio-mass) | ktoe | 3,285.97 | 8,200 |
10. ก๊าซชีวภาพ (Bio-gas) | ktoe | 378.66 | 1,000 |
11. ขยะ (MSW) | ktoe | 1.26 | 35 |
เชื้อเพลิงชีวภาพ | |||
12. เอทานอล (Ethanol) | ML/Day | 1.30 | 9.0 |
13. ไบโอดีเซล (Bio-Diesel) | ML/Day | 1.62 | 5.97 |
14. เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล | ML/Day | - | 25.0 |
รวมเชื้อเพลิงภาคขนส่ง | ML/Day | 2.92 | 39.97 |
ความต้องการเบนซิน + ดีเซล รวม | ML/Day | 73 | 91 |
สัดส่วนทดแทน | % | 4% | 44% |
ที่มา: กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน
2.3 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการที่รัฐบาลได้ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างน้อยร้อยละ 25 และให้มีการส่งเสริมผลักดันการอนุรักษ์พลังงานเต็มรูปแบบโดยลด Energy Intensity ลงร้อยละ 25 ใน 20 ปี จะทำให้ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงประมาณ 206 ล้านตันต่อปี แบ่งเป็นจากแผน ADEP 76 ล้านตันในปี 2573 และจากแผนอนุรักษ์พลังงาน 130 ล้านตันในปี 2573
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ยกเลิกแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 และวันที่ 27 เมษายน 2554 ตามลำดับ
2.เห็นชอบนโยบายด้านพลังงานของประเทศไทยตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564)
สรุปสาระสำคัญ
1.รัฐบาลได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ Alternative Energy Development Plan : AEDP (2012 - 2021) เพื่อกำหนดกรอบและทิศทางการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ ลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงและพลังงานชนิดอื่น ช่วยกระจายความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อการผลิตไฟฟ้า และลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยทั้งนี้คาดว่าในปี 2564 ความต้องการพลังงานในอนาคตของประเทศ เพิ่มขึ้น 99,838 ktoe จากปัจจุบัน 71,728 ktoe โดยในส่วนของพลังงานทดแทนตาม PDP 2010 และแผน AEDP (2012 - 2021) กำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม
2.สาระสำคัญแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564)
2.1 วัตถุประสงค์ เพื่อให้ประเทศไทยสามารถพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นพลังงานหลักของประเทศทดแทน การนำเข้าน้ำมันได้ในอนาคต เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และเพื่อวิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนสัญชาติไทยให้สามารถแข่ง ขันในตลาดสากล
2.2 ยุทธศาสตร์ ได้กำหนดยุทธศาสตร์ส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนตามแผน AEDP 6 ประเด็น ประกอบด้วย (1) การส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนอย่างกว้าง ขวาง (2) การปรับมาตรการจูงใจสำหรับการลงทุนจากภาคเอกชนให้เหมาะสมกับสถานการณ์ (3) การแก้ไขกฎหมาย และกฎระเบียบที่ยังไม่เอื้อต่อการพัฒนาพลังงานทดแทน (4) การปรับปรุงระบบโครงสร้างพื้นฐาน เช่น ระบบสายส่ง สายจำหน่ายไฟฟ้ารวมทั้งการพัฒนาสู่ระบบ Smart Grid (5) การประชาสัมพันธ์ และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชน และ (6) การส่งเสริมให้งานวิจัยเป็นเครื่องมือในการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานทดแทนแบบ ครบวงจร
2.3 เป้าหมาย โดยมีเป้าหมายในปี 2564 แต่ละประเภทของพลังงาน ดังนี้
ตารางค่าเป้าหมายตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
ประเภท | เป้าหมายเดิม | เป้าหมายใหม่ | |
ไฟฟ้า | KTOE | KTOE | ล้านหน่วย |
1.พลังงานลม | 89 | 134 | 1,283 |
2.พลังงานแสงอาทิตย์ | 56 | 224 | 2,484 |
3.ไฟฟ้าพลังน้ำ | 85 | 756 | 5,604 |
4.พลังงานชีวมวล | 1,933 | 1,896 | 14,008 |
5.ก๊าซชีวภาพ | 54 | 270 | 1,050 |
6.พลังงานจากขยะ | 72 | 72 | 518 |
7.พลังงานรูปแบบใหม่ | 1 (ไฮโดรเจน) | 0.86 | 10 |
รวม | 2,290 | 3,352.86 | 24,956 |
สัดส่วนทดแทนไฟฟ้า | 6% | 10.1% | |
ประเภท | เป้าหมายเดิม | เป้าหมายใหม่ | |
ความร้อน | KTOE | KTOE | |
1.พลังงานแสงอาทิตย์ | 38 | 100 | |
2.พลังงานชีวมวล | 6,760 | 8,200 | |
3.ก๊าซชีวภาพ | 600 | 1,000 | |
3.1 ก๊าซชีวภาพ | 797 | ||
3.2 CBG (5% ของ NGV) | 203 | ||
4.พลังงานจากขยะ | 35 | 35 | |
รวม | 7,433 | 9,335 | |
เชื้อเพลิงชีวภาพ | ลล/วัน | ลล/วัน | |
1.เอทานอล | 9.0 | 9.0 | |
2.ไบโอดีเซล | 4.5 | 5.97 | |
3.เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล | - | 25.0 | |
รวม | 13.5 | 39.97 | |
สัดส่วนทดแทนน้ำมัน | 14% | 44% |
ตารางเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพื่อการขับเคลื่อนและติดตาม
ประเภท | เป้าหมายปริมาณการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 | กำลังการผลิตติดตั้งสะสมในปี 2564 | ||
ล้านหน่วย : GW-hr | MW | |||
1.พลังงานลม | 1,283 | 1,200 | ||
2.พลังงานแสงอาทิตย์ | 2,484 | 2,000 | ||
3.ไฟฟ้าพลังน้ำ | 5,604 | 1,608
|
||
4.พลังงานชีวมวล | 14,008 | 3,630 | ||
5.ก๊าซชีวภาพ | 1,050 | 600 | ||
6.พลังงานจากขยะ | 518 | 160 | ||
7.พลังงานรูปแบบใหม่ | 10 | 3
|
3. ผลประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับ
แผนฯเดิม REDP 15 ปี | แผนฯใหม่ AEDP-25% ใน 10 ปี | |
ด้านพลังงาน
|
12% (20% เมื่อรวม NGV) 5,604 MW 7,433 13.5 14% |
|
ด้านเศรษฐกิจ
|
460,000 ล้านบาท/ปี |
574,000 ล้านบาท |
ด้านสิ่งแวดล้อม
|
42 ล้านตัน/ปี ในปี 65 |
76 ล้านตัน/ปี ในปี 2564 |
ด้านการพัฒนางานนวัตกรรมและเทคโนโลยี
|
ไม่มี |
มีแผนปฏิบัติการที่ชัดเจน (55-59) |
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2010 - 2021 ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของ ประเทศเป็นร้อยละ 25
เรื่องที่ 3 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1.ตามนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานของรัฐบาลกำหนดให้ส่งเสริมและผลักดัน การอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ประกอบกับ ผู้นำประเทศในกลุ่มความร่วมมือเศรษฐกิจเอเชียแปซิฟิค (APEC) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2554 ได้กำหนดเป้าหมายตกลงจะร่วมกันส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานโดยลดสัดส่วนของ การใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติ (Energy Intensity : EI) ลงโดยรวม ให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 เมื่อ เทียบกับปี 2548 โดยในส่วนของไทย จะต้องลดค่า EI ให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 26.5 เมื่อเทียบกับปี 2548 กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล และเป้าหมายของผู้นำเอเปคข้างต้น รวมทั้งบรรลุเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตให้ได้ ร้อยละ 25 ภายในปี 2573
2.สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2574)
2.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.3ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จาก ปี 2533 - ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน
2.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย
2.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ทั้งนี้ หากคำนวณค่า EI โดยใช้ปี พ.ศ. 2548 เป็นปีฐาน ไทยสามารถลด EI ได้ถึงร้อยละ 55 ซึ่งเกินกว่าค่าเป้าหมายของเอเปค
3.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ที่ได้ปรับปรุงใหม่ได้กำหนดกรอบการพัฒนาตามภาคเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย โดยในปี 2573 จะสามารถลดการใช้พลังงานได้ทั้งสิ้น 38,200 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณ การใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ ดังนี้
ภาคเศรษฐกิจ | ศักยภาพเชิงเทคนิค (ktoe) | เป้าหมายเดิม (ktoe) | เป้าหมายใหม่ (ktoe) | ร้อยละของเป้าหมายรวม |
ขนส่ง | 16,293 | 13,300 | 15,100 | 40 |
อุตสาหกรรม | 17,350 | 11,300 | 16,100 | 42 |
อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ | 3,878 | 2,200 | 3,600 | 9 |
อาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย | 3,670 | 3,200 | 3,400 | 9 |
รวม | 41,191 | 30,000 | 38,200 | 100 |
ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมสนับสนุนจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมและทิศทางตลาด (3) การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการ พลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง
กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน ได้แก่ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน อาทิ การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน (mandatory labeling) (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน เช่น การสนับสนุนการดำเนินการของบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน
6.ประโยชน์ที่จะได้รับจากการลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะก่อให้เกิดการประหยัดพลังงาน ขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,200 ktoe และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 130 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายด้านพลังงาน ได้ 707,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553
เรื่องที่ 4 โครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1.พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 4(1) กำหนดให้คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบาย เป้าหมาย หรือมาตรการเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานต่อคณะรัฐมนตรี กระทรวงพลังงานจึงได้เสนอโครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลัง น้ำลดของกระทรวงพลังงานต่อ กพช.
2.แนวทางการดำเนินการเยียวยาและฟื้นฟูผู้ประสบอุทกภัย การดำเนินงานเป็นการช่วยเหลือการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ เครื่องจักร ที่ได้รับความเสียหายจากอุทกภัยให้เป็นเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพสูงขึ้น ใน ภาคอาคาร และภาคอุตสาหกรรม โดยดำเนินงานตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ในมาตรา 7 สำหรับการช่วยเหลือฟื้นฟูภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ การปรับปรุงประสิทธิภาพการเผาไหม้ของเชื้อเพลิง การป้องกันการสูญเสียพลังงาน และการนำพลังงานที่เหลือจากการใช้แล้วกลับมาใช้ใหม่ เป็นต้น และมาตรา 17 ในการช่วยเหลือฟื้นฟูในภาคอาคารและที่อยู่อาศัย ได้แก่ การลดความร้อนจากแสงอาทิตย์ที่เข้ามาในอาคาร และการใช้วัสดุก่อสร้างอาคารที่จะช่วยอนุรักษ์พลังงาน เป็นต้น
3.มาตรการในการดำเนินงาน มี 3 ส่วนได้แก่ 1) มาตรการช่วยเหลือทางด้านการเงิน เช่น การสนับสนุนด้านเงินทุนหมุนเวียน (ESCO FUND) และการสนับสนุนด้านการลดอัตราดอกเบี้ย 2) มาตรการด้านการเยียวยาและฟื้นฟู เช่น การสนับสนุนการซ่อมแซมและปรับปรุงอุปกรณ์เครื่องจักรของโรงงานที่ได้รับผล กระทบจากอุทกภัย การฟื้นฟู ปรับปรุง และส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนสำหรับโครงการในพื้นที่ประสบอุทกภัย และการปรับแต่งเครื่องยนต์ (Tune Up) ที่ได้รับผลกระทบจากอุทกภัยให้มีประสิทธิภาพ และ 3) มาตรการด้านการให้คำปรึกษาและประชาสัมพันธ์ ได้แก่ การให้คำปรึกษาเพื่อฟื้นฟูปรับปรุงสภาพอุปกรณ์ เครื่องจักรของอาคารและโรงงานให้มีประสิทธิภาพ เป็นต้น
4.สำหรับตัวอย่างการให้ความช่วยเหลือ ได้แก่ (1) ภาคอาคารและที่อยู่อาศัย อาทิ การจัดมหกรรมสินค้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้าประสิทธิภาพสูงใน พื้นที่จังหวัดที่ประสบอุทกภัย เพื่อให้ประชาชนได้ซื้อสินค้าเพื่อการประหยัดพลังงาน ไปใช้ทดแทนอุปกรณ์ที่ได้รับความเสียหาย โดยนำเงินงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปช่วยอุดหนุนลด ราคาอุปกรณ์ร้อยละ 20 ซึ่งคาดว่าจะมีประชาชนประมาณ 1,000,000 ครัวเรือน ที่จะได้รับความช่วยเหลือภายใต้งบประมาณโครงการ 2,000 ล้านบาท และ (2) ภาคอุตสาหกรรม อาทิ การช่วยเหลือโดยให้เงินอุดหนุนให้กับโรงงานอุตสาหกรรม และ SMEs ในการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ เครื่องจักร ที่ได้รับความเสียหายจากอุทกภัยให้เป็นอุปกรณ์เครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพ สูงขึ้น เช่นมอเตอร์ไฟฟ้า และปั้มสูบน้ำประสิทธิภาพสูง โดยนำเงินงบประมาณกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปช่วยอุดหนุนลด ราคาอุปกรณ์ เครื่องจักรอัตราร้อยละ 20 ซึ่งคาดว่าจะมีผู้ประกอบการ SMEs ประมาณ 200,000 โรงงานที่จะได้รับความช่วยเหลือ ภายใต้งบประมาณโครงการ 2,000 ล้านบาท
5.หลักเกณฑ์และเงื่อนไขการใช้จ่ายเงินในการดำเนินโครงการ โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนฯ ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเงื่อนไขของการใช้จ่ายเงินให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ตามมาตรา 25 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2550 และดำเนินโครงการด้านการอนุรักษ์พลังงานและการส่งเสริมพลังงานทดแทนใน พื้นที่ที่ประสบอุทกภัยให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2555
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์ในการดำเนินโครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ภายในวงเงินรวม 10,000 ล้านบาท
2.มอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินโครงการแผนการฟื้นฟูผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน โดยให้เป็นไปตามมาตรา 28 (1) และ (2) ในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2555
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี
สรุปสาระสำคัญ
2.คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2552 และวันที่ 14 กรกฎาคม 2552 เห็นชอบมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและประเภทหอพักและอพาร์ทเมนต์ ที่มีอัตราค่าเช่าไม่เกิน 3,000 บาท/เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 จนถึงเดือนธันวาคม 2552 ซึ่งต่อมา คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการมาตรการลดภาระค่าครอง ชีพอย่างต่อเนื่องจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2554
คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 มีมติรับทราบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดย กพช. เห็นชอบกำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ได้รับการอุดหนุนให้ใช้ไฟฟ้าฟรี 90 หน่วย โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ทั้งนี้จากการคำนวณภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นวงเงินประมาณ 12,000 ล้านบาทต่อปี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตรา 0.12 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร ซึ่งจากการดำเนินมาตรการดังกล่าวได้ส่งผลให้ภาคอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาด ใหญ่ของประเทศต้องแบกรับภาระจากการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี โดยค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 ซึ่งภาระต้นทุนดังกล่าวส่งผลกระทบต่อขีดความสามารถในการแข่งขันและมีข้อร้อง เรียนว่าไม่เป็นธรรมกับภาคอุตสาหกรรมที่จะต้องรับภาระการอุดหนุนแทนภาครัฐ และขอให้มีการทบทวนมาตรการดังกล่าว
3.สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้ร่วมกันพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้น และได้วิเคราะห์เพิ่มเติมการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือน สรุปได้ว่า เพื่อให้การดำเนินนโยบายดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยประสบ ความสำเร็จโดยไม่ผลักภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นมากเกินไป จึงควรปรับมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือน ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ทั้งนี้ได้คำนวณเปรียบเทียบภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่าย ไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90, 65 และ 50 หน่วยต่อเดือน ดังนี้
เครื่องใช้ไฟฟ้า | 50 หน่วย | 65 หน่วย | 90 หน่วย | |||
จำนวน | ชั่วโมงที่ใช้ | จำนวน | ชั่วโมงที่ใช้ | จำนวน | ชั่วโมงที่ใช้ | |
หลอดไฟ (40 W) | 3 | 6 | 4 | 6 | 6 | 6 |
โทรทัศน์สี (100 W) | 1 | 3 | 1 | 4 | 1 | 4 |
พัดลมตั้งโต๊ะ (45 W) | 1 | 6 | 1 | 6 | 1 | 8 |
หม้อหุงข้าว (600 W) | 1 | 0.5 | 1 | 0.5 | 1 | 0.5 |
เตารีด (750 W) | 1 | 0.25 | 1 | 0.25 | ||
วิทยุ (15 W) | 1 | 2 | 1 | 1 | ||
เครื่องเล่น DVD (30W) | 1 | 0.25 | ||||
ตู้เย็น 2.4 Q (65 W) | ||||||
รวมการใช้ไฟฟ้า/วัน | 1.59 | หน่วย | 2.1475 | หน่วย | 2.71 | หน่วย |
รวมการใช้ไฟฟ้า/เดือน | 47.7 | หน่วย | 64.425 | หน่วย | 81.3 | หน่วย |
ซึ่งผลการคำนวณเปรียบเทียบภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าทั้ง 3 ประเภท เป็นดังนี้
กรณี 90 หน่วย (1) |
กรณี 65 หน่วย (2) |
กรณี 50 หน่วย (3) |
เปรียบเทียบ (1) - (2) |
เปรียบเทียบ (1) - (3) |
|
จำนวนผู้ใช้ไฟฟ้า (ล้านราย/เดือน) | 8.288 | 6.14 | 4.37 | 2.15 | 3.92 |
หน่วยจำหน่าย (ล้านหน่วย/ปี) | 4,283.90 | 2,273.88 | 1,170.60 | 2,010.02 | 3,113.30 |
ค่าไฟฟ้า (ล้านบาท/ปี) | 13,306.10 | 6,916.96 | 3,517.08 | 6,389.14 | 9,789.02 |
ผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ(บาท/หน่วย) | 0.1279 | 0.0665 | 0.0338 | 0.06 | 0.09 |
ร้อยละของผู้ใช้ไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท | 43.97 | 32.58 | 23.18 | 11.39 | 20.79 |
ร้อยละของผู้ใช้ไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 | 78.56 | 58.21 | 41.41 | 20.35 | 37.15 |
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และกระจายภาระค่าใช้จ่ายไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร
2.มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป โดยพิจารณาถึงวันเริ่มต้นการใช้มาตรการค่าไฟฟ้าฟรีที่ปรับปรุงใหม่ให้มีความ เหมาะสม
เรื่องที่ 6 การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 กพช. เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกการใช้น้ำมันเบนซิน 91 โดยมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแนวทางและแผนปฏิบัติการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
การผลิตและการใช้เอทานอลในปี 2554 มีโรงงานผลิตเอทานอล จำนวน 19 แห่ง มีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตรต่อวัน และมีปริมาณความต้องการใช้เอทานอล 1.3 ล้านลิตรต่อวัน ทำให้มีกำลังการผลิตส่วนเกิน 1.63 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะช่วยเพิ่มความต้องการใช้เอทานอล โดยไม่มีปัญหาเรื่องปริมาณการผลิตไม่เพียงพอ เนื่องจากโรงงานเอทานอลมีศักยภาพการผลิตเหลือเพียงพอรองรับความต้องการที่ เพิ่มขึ้นได้
กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ภายใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) โดยกำหนดให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ภายในปี 2555 ซึ่งจะมีผลกระทบและข้อจำกัด คือ เนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันมีขีดความสามารถสูงสุดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน เพียง 495 ล้านลิตรต่อเดือน ดังนั้น จึงไม่เพียงพอรองรับปริมาณความต้องการใช้ที่ระดับ 525-507 ล้านลิตรต่อเดือนได้ จึงต้องนำเข้าจากต่างประเทศ ประมาณ 30-12 ล้านลิตรต่อเดือน
ผลกระทบจากการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 พบว่า มีข้อดี คือ ช่วยเพิ่มปริมาณการใช้เอทานอล 19 - 21 ล้านลิตรต่อเดือน หรือ 0.6 - 0.7 ล้านลิตรต่อวัน สามารถสร้างมูลค่าให้กับอุตสาหกรรมเอทานอลได้ 404 - 477 ล้านบาทต่อเดือน ลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศทำให้ราคาผลผลิตทางการเกษตรมีเสถียรภาพ เป็นการช่วยเหลือเกษตรกรในประเทศ และลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และข้อเสีย คือ โรงกลั่นน้ำมันอาจจะไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) หรือน้ำมันองค์ประกอบ (Components) บางตัวได้เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงต้องนำเข้าประมาณ 12 - 30 ล้านลิตรต่อเดือน ในขณะที่ต้องส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือจากการยกเลิกการผลิตน้ำมัน เบนซิน 91 ประมาณ 96 - 113 ล้านลิตรต่อเดือน ส่งผลให้ มีต้นทุนการผลิตแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้น หากบริหารจัดการไม่ดี
5.ปัญหาและข้อจำกัด ได้แก่ (1) ข้อจำกัดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยการปรับปรุงหน่วยกลั่น เพื่อให้สามารถผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานเพิ่มขึ้นอาจทำได้ไม่มากนัก เนื่องจากโรงกลั่นบางแห่งได้ดำเนินการปรับปรุงการผลิตของหน่วยกลั่นเพื่อ ผลิตน้ำมันยูโร 4 ไปในระดับหนึ่งแล้ว และโรงกลั่นน้ำมันไม่สามารถปรับเปลี่ยนการผลิตน้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันเบนซิน 95 ให้กลายเป็นน้ำมันเบนซินพื้นฐานในสัดส่วน 1:1 ได้เนื่องจากมีข้อจำกัดเรื่องค่าความดันไอ (RVP) และค่าอุณหภูมิการกลั่นที่ 50% (T-50) ดังนั้น หากต้องการ ให้ผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานได้เพิ่มขึ้น อาจต้องพิจารณาผ่อนผันค่า RVP และ T-50 ซึ่งกรณีดังกล่าวยังไม่เป็นที่ยอมรับของอุตสาหกรรมยานยนต์ในปัจจุบัน จะส่งผลให้เกิดปัญหา Vapor Lock และทำให้เกิดมลพิษเพิ่มขึ้นด้วย (Evaporative Emissions) (2) ข้อจำกัดเรื่องขีดความสามารถของ Facilities โดยโรงกลั่นน้ำมันอาจจะไม่สามารถนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือในปริมาณที่เพิ่มสูงขึ้นในระยะเวลาต่อ เนื่องยาวนานได้ เนื่องจากถังเก็บน้ำมันในกลุ่มเบนซิน (เบนซินและแก๊สโซฮอล์) มีจำนวนน้อย และเป็นถังขนาดเล็ก ทำให้มีข้อจำกัดในเรื่องการหมุนเวียนถังในการรับ-จ่ายน้ำมัน และท่อน้ำมัน และท่าเรือที่ใช้ในการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันองค์ประกอบเพื่อผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือ ซึ่งเป็นช่องทางเดียวกับที่ใช้จ่ายน้ำมันสำเร็จรูปให้กับลูกค้าภายในประเทศ และ (3) การนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันองค์ประกอบเพื่อผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยการนำเข้าในกรณีเร่งด่วนหรือฉุกเฉินจะมีราคาสูง เนื่องจากเป็นข้อกำหนดคุณภาพ (specification) ที่ต้องสั่งผลิตโดยเฉพาะไม่มีจำหน่ายในตลาดโดยทั่วไป โดยต้องปรับให้มีค่า RVP และ T-50 สูง อีกทั้งไทยได้บังคับใช้มาตรฐานยูโร 4 แล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไป
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปแก้ไขปัญหาการผลิตและการนำเข้า น้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 138 - วันศุกร์ที่ 30 กันยายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138)
วันศุกร์ที่ 30 กันยายน 2554 เวลา 15.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สรุปสาระสำคัญนโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
2.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3.ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)
4.การขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
5.นโยบายการการส่งเสริมพลังงานทดแทน
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สรุปสาระสำคัญนโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซ LPG และก๊าซ NGV ซึ่งมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และก๊าซ NGV ไปจนถึง มิถุนายน 2554 (2) ให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึง มิถุนายน 2554 (3) ยกเลิกการกำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.34 บาท/กก. และ (4) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำมาตรการและแนวทางช่วยเหลือกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิคและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ ในกรณีที่รัฐมีนโยบายให้ทยอยปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม และให้นำกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
ครม. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง นโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ซึ่งมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่งไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) ให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. (3) ให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และ (4) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
กบง. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2554 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมและได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม โดยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคอุตสาหกรรม ตามระยะเวลาและอัตรา ดังต่อไปนี้
ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 - 30 กันยายน 2554 ในอัตรากิโลกรัมละ 2.8037 บาท
ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2554 - 31 ธันวาคม 2554 ในอัตรากิโลกรัมละ 5.6075 บาท
ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 - 31 มีนาคม 2555 ในอัตรากิโลกรัมละ 8.4112 บาท
ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2555 เป็นต้นไป ในอัตรากิโลกรัมละ 11.2150 บาท
โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตาม ตรวจสอบ และเฝ้าระวังการลักลอบการใช้ก๊าซ LPG ผิดประเภท แล้วให้รายงานผลการดำเนินการเสนอ กบง. เพื่อทราบต่อไป
ในปี 2554 (มกราคม - กรกฎาคม) การจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศมาจากการผลิตในประเทศ 414 พันตัน/เดือน และจากการนำเข้า 118 พันตัน/เดือน สำหรับส่วนที่ผลิตในประเทศมาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 280 พันตัน/เดือน และจากโรงกลั่นน้ำมัน 134 พันตัน/เดือน ส่วนความต้องการใช้หลักจะอยู่ ในภาคครัวเรือน 216 พันตัน/เดือน ที่เหลืออยู่ในภาคขนส่ง 73 พันตัน/เดือน ภาคอุตสาหกรรม 65 พันตัน/เดือนและภาคปิโตรเคมี 186 พันตัน/เดือน
ปี 2553 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 583 - 921 เหรียญสหรัฐ/ตัน เฉลี่ยอยู่ที่ 711 เหรียญสหรัฐ/ตัน และภาระการชดเชยก๊าซ LPG จากการนำเข้า จากต่างประเทศโดยตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 17 กันยายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,880 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 57,339 ล้านบาท รวมทั้งภาระการชดเชยก๊าซ LPG จากการโรงกลั่น ตั้งแต่ 14 มกราคม - สิงหาคม 2554 ประมาณ 7,354 ล้านบาท
ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2554 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 6,895 ตันต่อวัน และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 453 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 19 สถานี สถานีลูก 434 สถานี ครอบคลุม 52 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 283,431 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 193,051 คัน รถดีเซล 38,699 คัน และรถ OEM 51,681 คัน นอกจากนั้นกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมตั้งแต่ มีนาคม 2553-สิงหาคม 2554 ประมาณ 6,202 ล้านบาท
ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 26 กันยายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 16,867 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 18,168 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 18,024 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 144 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯสุทธิติดลบ 1,302 ล้านบาท
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคา ดังนี้
(1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ภาคครัวเรือน : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555
ภาคขนส่ง : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงาน และปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่ 16 มกราคม 2555เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาท/กก. (0.41 บาท/ลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาท/กก. จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
(2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV
ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตรา เงินชดเชยในอัตรา 2 บาท/กก. ต่อไปตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2554 จนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV
ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาท/กก. ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป
ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาท/กก. จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 - เมษายน 2555
เพื่อบรรเทาผลกระทบจากแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จึงมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาหาแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มดังกล่าวต่อไป
(3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
(4) ผลกระทบต่อรายรับ-รายจ่าย ของกองทุนน้ำมัน
ทั้งนี้หากดำเนินการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จะมีผลทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ ณ สิ้นปี 2555 อยู่ที่ 3,877 ล้านบาท
ประเด็นเพื่อพิจารณา (1) ขอความเห็นชอบข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ภาคอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคา ดังนี้
1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ภาคครัวเรือน : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555
ภาคขนส่ง : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงาน และปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาท/กก. (0.41 บาท/ลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาท/กก. จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV
(1) ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยในอัตรา 2 บาท/กก. ต่อไปตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2554 จนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV
(2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาท/กก. ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 จนถึงธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป
(3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาท/กก. จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 - เมษายน 2555
(4) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จึงมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาหาแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มดังกล่าวต่อไป
3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
(2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาท/ลิตร ตั้งแต่16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว โดยการปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อป้องกันปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะเกิดจากผู้ค้าน้ำมันลดหรืองดการจำหน่ายเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดทุน และ กพช. ได้เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมันของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะต้องมีรายจ่ายจากการจ่ายเงินชดเชยตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันประมาณ 3,800 ล้านบาท และต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 กบง.มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ลงเหลือ 0 บาทต่อลิตรตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2554
การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2554 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลไม่จูงใจให้ผู้บริโภคใช้ และเพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลมากขึ้น กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 จากอัตรา 2.40 บาทต่อลิตรเป็น 1.40 บาทต่อลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และ แก๊สโซฮอล 95 (E20) ชนิดละ 1.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตราชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ นับตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2554 เป็นต้นไป
เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เสนอเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ วงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 1 ปี โดยให้คณะอนุกรรมการด้านจริยธรรม ธรรมาภิบาล บริหารความเสี่ยง และการจัดหาเงินสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน พิจารณารวบรวมข้อมูลและเงื่อนไขเกี่ยวกับการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ก่อนเสนอ กพช. ทั้งนี้ ให้เจรจากับสถาบันการเงินมากกว่าหนึ่งแห่งเพื่อเป็นทางเลือก และวงเงินสินเชื่อควรเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line)
แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
4.1 ฐานะกองทุนฯ ณ วันที่ 26 กันยายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 16,867 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 18,168 ล้านบาท มีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 1,302 ล้านบาท (รวมเงินฝากโครงการส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันจำนวน 500 ล้านบาท)
4.2 สบพน. จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด ตามแนวทางที่ สนพ. จะนำเสนอรัฐบาล ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 จนไปสู่อัตราเดิมก่อนดำเนินมาตรการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลอัตรา 0.60 บาท/ลิตรตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 (3) ยกเลิกเบนซิน 91 ในปี 2556 และ (4) เริ่มปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคขนส่ง และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในเดือนธันวาคม 2554
สบพน. ได้จัดทำประมาณการทางการเงิน ดังนี้ (1) กรณีศึกษาที่ 1 ดำเนินการตามแนวทางที่ สนพ. เสนอ (2) กรณีศึกษาที่ 2 ปรับระยะเวลาเริ่มดำเนินการตามกรณีศึกษาที่ 1 เฉพาะนโยบายด้านน้ำมัน ตามข้อ 4.2(1) และ ข้อ 4.2(2) ออกไปอีก 2 เดือน และ (3) กรณีศึกษาที่ 3 ปรับระยะเวลาเริ่มดำเนินการตามกรณีศึกษาที่ 1 ทุกประเภทเชื้อเพลิง ตามข้อ 4.2(1), ข้อ 4.2(2) และ ข้อ 4.2(4) ออกไปอีก 2 เดือน ซึ่งสรุปได้ดังนี้
จาก 3 กรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มขาดสภาพคล่องทางการเงิน มีเงินสดคงเหลือติดลบประมาณเดือนธันวาคม 2554 และหากเริ่มปรับราคา LPG ภาคขนส่ง และ NGV ในเดือนธันวาคม 2554 และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 เป็นต้นไป กองทุนฯ มีกระแสเงินสดสุทธิติดลบเพียง 8 เดือน และมีความต้องการวงเงินสินเชื่อประมาณ 6,000 ล้านบาท และหากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ (ตามข้อ 4.2(1) และ 4.2(2)) ล่าช้าไป 2 เดือนจากเดิม เริ่มดำเนินการในเดือนมกราคม 2555 เป็นเริ่มในเดือนมีนาคม 2555 โดยที่ยังคงเริ่มปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม และ NGV (ตามข้อ 4.2(4)) ในเดือนธันวาคม 2554 ตามเดิม หรือในกรณีที่เริ่มดำเนินการตามแนวทางทั้งหมดจากที่กำหนดไว้ใน ข้อ 4.2(1), ข้อ 4.2(2) และ ข้อ 4.2(4) โดยล่าช้าไปอีก 2 เดือน กองทุนน้ำมันฯ จะมีกระแสเงินสดสุทธิติดลบ 10 เดือน และมีความต้องการวงเงินสินเชื่อประมาณ 11,000-12,000 ล้านบาท ตามลำดับ และมีระยะเวลากู้เงินประมาณ 1 ปี 5 เดือน (ธันวาคม 2554 - เมษายน 2556)
เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2554 คณะอนุกรรมการด้านจริยธรรม ธรรมาภิบาลฯ ได้มีมติเห็นควรให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงินวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line) ทั้งนี้ ในกรณีที่รัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการ ในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา และให้ สบพน. เสนอแนวทางการจัดหาเงินนี้เสนอประธานคณะกรรมการสถาบันฯเพื่อขอความเห็นชอบ ก่อนเสนอ กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท (หนึ่งหมื่นล้านบาท) ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line)
หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงานให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งได้มีแก้ไขเพิ่มเติม โดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสอง กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจออกกฎกระทรวง กำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่องจักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วย (1) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (2) กฎกระทรวงกำหนดตู้เย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (3) กฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (4) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (5) กฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 (6) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (7) กฎกระทรวงกำหนดหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 และ (8) กฎกระทรวงกำหนดกระติกน้ำร้อนไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552
พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ (1) บัลลาสต์ขดลวดประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัวที่มีประสิทธิภาพสูง (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ แบ่งเป็น หลอดมีบัลลาสต์ในตัวที่มีประสิทธิภาพสูง และหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยวที่มีประสิทธิภาพสูง (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่มีประสิทธิภาพสูง และ (5) เตาหุงต้มในครัวเรือน ใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวประสิทธิภาพสูง โดยจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวง 6 ฉบับ ซึ่ง พพ. ได้นำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน และได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการพัฒนากฎหมาย ของ พพ. และคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
ร่างกฎกระทรวงฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย (1) บันทึกหลักการและเหตุผล... ชื่อผลิตภัณฑ์... (2) ร่างกฎกระทรวงฯ... ชื่อผลิตภัณฑ์... 1) กำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ 2) อ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ 3) รายละเอียดในกฎกระทรวงฯ ข้อ 1 กำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภทของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ข้อ 2 กำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ ข้อ 3 วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ข้อ 4 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ ข้อ 5 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) วันบังคับใช้
การกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์ขดลวดที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ผลิตระบุ
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดาน และชนิดส่ายรอบตัวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดของพัดลมไฟฟ้าและขนาด
5.3 หลอดคอมแพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ประกอบด้วย (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดมีบัลลาสต์ในตัวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่กำหนด และอุณหภูมิสีของหลอดมีบัลลาสต์ในตัว (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่กำหนด รูปร่าง (หลอดแฝดและหลอดแฝดสอง) และอุณหภูมิสีของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว ที่ผู้ผลิตระบุ
5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่ผู้ผลิตระบุ
5.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานสำหรับเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีประสิทธิภาพสูง ทุกขนาดโดยมีค่าประสิทธิภาพพลังงานระหว่างร้อยละ 53 ถึงร้อยละ 70
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ในข้อ 5 ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
ความเป็นมา
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ออกกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือ ขนาดอาคาร หลักเกณฑ์และวิธีการมาตรฐานในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยกำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงที่มีขนาดรวมกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป จะต้องออกแบบให้ระบบต่างๆ ของอาคารเป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวง ซึ่งออกตามมาตรา 19 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม 2550) และถ้าคณะกรรมการควบคุมอาคาร ตามพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 พิจารณาให้ความเห็นชอบที่จะนำมาใช้บังคับกับการควบคุมอาคารด้วยแล้ว ให้ถือว่ากฎกระทรวงดังกล่าวมีผลเสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 แห่ง พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
ข้อกำหนดตามกฎกระทรวง
กฎกระทรวงฯ ได้กำหนดประเภทอาคาร 9 ประเภท ประกอบด้วย สถานพยาบาล สถานศึกษา สำนักงาน อาคารชุมนุมคน อาคารโรงมหรสพ อาคารโรงแรม อาคารสถานบริการ และอาคารห้างสรรพสินค้าหรือศูนย์การค้า ที่ออกแบบก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง หากมีพื้นที่รวมกันทุกชั้นในหลังเดียวกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ต้องมีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานให้เป็นไปตามข้อกำหนด ในระบบต่างๆ ดังต่อไปนี้ (1) ระบบกรอบอาคาร (ผนัง, หลังคา) (2) ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง (3) ระบบปรับอากาศ (ขนาดเล็ก, ขนาดใหญ่, แบบดูดกลืน) (4) อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน (หม้อไอน้ำ, หม้อต้มน้ำร้อน, ฮีตปั้ม) (5) การใช้พลังงานรวมของอาคาร และ (6) การใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่าง ๆ ของอาคาร
สถานภาพของกฎกระทรวงและประกาศกระทรวง
3.1 กฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 มีผลบังคับใช้เมื่อพ้น 120 วัน นับจากประกาศในราชกิจจานุเบกษา ทำให้มีผลทางกฎหมายในวันที่ 20 มิถุนายน 2552
3.2 ประกาศกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ประกอบด้วย (1) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องการกำหนดค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะขั้นต่ำ และค่าประสิทธิภาพการให้ความเย็น และค่าพลังไฟฟ้าต่อตัน ความเย็นของระบบปรับอากาศที่ติดตั้งใช้งานในอาคาร และ (2) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารแต่ละระบบการใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร
ทั้งนี้ ประกาศกระทรวงทั้งสองฉบับได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2552 โดยมีผลบังคับใช้ทันที
สถานภาพการบังคับใช้กฎกระทรวงฯ
พพ. ได้มีหนังสือถึงกรมโยธาธิการและผังเมือง (ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการควบคุมอาคาร) เพื่อนำเสนอคณะกรรมการควบคุมอาคาร พิจารณาความเห็นชอบในการนำเอากฎกระทรวงฯ มาใช้บังคับเสมือนเป็นกฎกระทรวงตามความในมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2552 และกรมโยธาธิการฯ ได้มีหนังสือถึง พพ. เมื่อ 22 เมษายน 2554 แจ้งให้ทราบว่า คณะกรรมการควบคุมอาคารยังไม่เห็นสมควรที่จะให้ความเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว โดยมีเหตุผลและข้อคิดเห็นสรุปได้ดังนี้ "เจตนารมณ์ของกฎหมายควบคุมอาคาร มุ่งเน้นควบคุมการก่อสร้างให้มีความแข็งแรงปลอดภัยเพื่อป้องกัน ภยันอันตรายต่อชีวิตและทรัพย์สินของประชาชน ส่วนเจตนารมณ์ของกฎหมายด้านการอนุรักษ์พลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมการใช้พลังงานให้มีประสิทธิภาพ โดยบทพิจารณาโทษของกฎหมายทั้ง 2 ฉบับดังกล่าว มีความแตกต่างกัน หากกฎกระทรวงตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีผลเหมือนมาตรา 8 ของ พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร จะต้องมีโทษเป็นไปตาม พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร ซึ่งมีความรุนแรงมากกว่า"ดังนั้น ในปัจจุบันควรเป็นมาตรการในลักษณะการส่งเสริมและสนับสนุน และเมื่อใดที่สังคมหรือประชาชนมีความพร้อมในด้านการอนุรักษ์พลังงาน และเหมาะสมต่อสภาพการบังคับใช้ควบคุมตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารแล้ว คณะกรรมการควบคุมอาคารจะพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของกฎกระทรวงฯ ดังกล่าวอีกครั้งหนึ่ง
การส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายที่ผ่านมา
เพื่อเป็นการส่งเสริมและสนับสนุนให้ผู้ที่จะขออนุญาตก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร มีการออกแบบอาคารให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กฎหมายกำหนด โดยไม่รอให้กฎหมายมีผลบังคับใช้ พพ. จึงได้ดำเนินการ "โครงการส่งเสริมและกำกับการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลง" ระหว่างปี 2553 - 2554 โดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สรุปการดำเนินงานได้ดังนี้
5.1 จัดตั้ง "ศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน" ขึ้นที่ พพ. เพื่อเป็นศูนย์รวมข้อมูลด้านวิชาการและด้านเทคนิคการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน รวมถึงการให้บริการตรวจประเมินแบบอาคาร และให้ข้อเสนอแนะในการปรับปรุงแบบอาคารให้มีการอนุรักษ์พลังงานตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด
5.2 ประชาสัมพันธ์การจัดตั้งและการให้บริการของศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคาร เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยผ่านทางสื่อต่างๆ เช่น หนังสือพิมพ์ วารสาร เว็บไซต์ และอื่นๆ
5.3 พัฒนาและอบรมการใช้โปรแกรมสำเร็จรูปการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (Building Energy Code, BEC) ให้แก่วิศวกร สถาปนิก และผู้สนใจทั่วไป ประมาณ 900 คน
5.4 จัดฝึกอบรมการตรวจสอบเอกสารประกอบการยื่นขออนุญาตก่อสร้างอาคาร ให้กับเจ้าหน้าที่ส่วนกลางและส่วนภูมิภาคที่เกี่ยวข้องกับการขออนุญาตก่อสร้างอาคาร ประมาณ 2,000 คน
5.5 บริการตรวจประเมินแบบอาคารให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด โดยไม่เสียค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น รวมประมาณ 100 แบบ
5.6 สร้างเครือข่ายความร่วมมือในการส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมาย โดยได้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือฯ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น จำนวน 7 แห่ง ประกอบด้วย เทศบาลนครเชียงใหม่ เมืองพัทยา กรุงเทพมหานคร เทศบาลนครนครราชสีมา เทศบาลนครหาดใหญ่ เทศบาลนครภูเก็ต และเทศบาลเมืองเกาะสมุย
5.7 ลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือฯ กับสมาคมวิศวกรรมสถานแห่งประเทศไทย ในพระบรมราชูปถัมภ์ (วสท.) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายให้เป็นที่แพร่หลาย โดย วสท. จะให้ความร่วมมือในการจัดฝึกอบรมการใช้โปรแกรม BEC ซึ่งพัฒนาโดย พพ. ให้แก่สมาชิก และผู้สนใจทั่วไป
แนวทางการขอความร่วมมือจากหน่วยงานภาครัฐ
เพื่อเป็นการส่งเสริมและสนับสนุนให้ผู้ประกอบการมีการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรฐานและหลักเกณฑ์ที่กฎหมายกำหนดโดยสมัครใจและแพร่หลายมากยิ่งขึ้น จึงสมควรเริ่มต้นจากหน่วยงานภาครัฐก่อน เพื่อเป็นตัวอย่างอันดีให้แก่ภาคเอกชนโดยขอความร่วมมือจากหน่วยงานภาครัฐที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร มีการออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด ภายใต้การสนับสนุนงบประมาณจากรัฐบาลในส่วนของค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่สูงขึ้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้หัวหน้าหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่งให้ความร่วมมือในการตรวจประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ ตามที่กฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการออกแบบอาคารเพื่ออนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 กำหนด
เห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาคำขอตั้งงบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ที่ได้ตรวจประเมินแบบแล้ว โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2556
เรื่องที่ 5 นโยบายการการส่งเสริมพลังงานทดแทน
สรุปสาระสำคัญ
รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการใช้การวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยกำหนดเป้าหมายให้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี และให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรมอย่างครบวงจร กระทรวงพลังงานได้มีแผนการส่งเสริมเอทานอล ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี เพื่อเป็นการลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศ เพิ่มมูลค่าและสร้างเสถียรภาพให้กับผลผลิตทางการเกษตร โดยการสร้างตลาดเอทานอลอย่างยั่งยืน ส่งเสริมอุตสาหกรรมเอทานอลแบบครบวงจรและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และการส่งเสริมให้ผู้บริโภคใช้เชื้อเพลิงเอทานอล โดยกำหนดเป้าหมายให้มีการใช้เอทานอล ไม่น้อยกว่า 9 ล้านลิตรต่อวัน ภายในปี พ.ศ. 2565 โดยมีแผนการส่งเสริมเอทานอลแผนที่มาผ่าน เช่น การกำหนดราคาขายปลีกแก๊สโซฮอลให้จูงใจต่อประชาชน เสริมให้มีการใช้รถยนต์ E85 การส่งเสริมการใช้ E10 และ E20 ในรถจักรยานยนต์ การส่งเสริมการใช้เอทานอลในภาคอุตสาหกรรม และส่งเสริมการส่งออกเอทานอล (HUB)
การผลิตเอทานอลในปี 2554 มีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบในการผลิตจากกากน้ำตาล 9 แห่ง กำลังการผลิต 1.30 ล้านลิตรต่อวัน จากมันสำปะหลัง 4 แห่ง กำลังการผลิต 0.63 ล้านลิตรต่อวัน และจากกากน้ำตาลและมันสำปะหลัง 6 แห่ง กำลังการผลิต 1.00 ล้านลิตรต่อวัน
เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลมากขึ้น คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 จึงได้มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้
ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลง 1.00 บาทต่อลิตร จาก 2.40 บาทต่อลิตร เป็น 1.40 บาทต่อลิตร
ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ขึ้น 1.50 บาทต่อลิตร จากส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร
ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ขึ้น 1.50 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 2.80 บาทต่อลิตร
ปัจจุบันมีการใช้น้ำมันเบนซิน 91 ประมาณ 8.5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งหากมีการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะส่งผลให้การใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นประมาณ 7 ล้านลิตรต่อวัน จากประมาณ 12 ล้านลิตร เป็น 19 ล้านลิตรต่อวัน ทำให้การใช้เอทานอลเพิ่มขึ้นประมาณ 0.7 ล้านลิตรต่อวัน จากประมาณ 1.3 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 2 ล้านลิตรต่อวัน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอที่ประชุมเพื่อพิจารณายกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2555
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 โดยมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแนวทางและแผนปฏิบัติการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 137 - วันศุกร์ที่ 26 สิงหาคม 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2554 (ครั้งที่ 137)
วันศุกร์ที่ 26 สิงหาคม 2554 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดตั้งขึ้นตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 ธันวาคม 2547) ซึ่งเป็นคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ออกโดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและ ป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาขายปลีกน้ำมัน เชื้อเพลิง และใช้เป็นเครื่องมือของรัฐเพื่อเป็นมาตรการในการป้องกันภาวะการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ
2. เพื่อแก้ไขปัญหาค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนของผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น รัฐบาลจึงมีนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกโดยการชะลอการเก็บเงิน เข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบางประเภทชั่วคราวเพื่อให้ราคาน้ำมันลดลงทันที ซึ่งจะช่วยเพิ่มกำลังการซื้อสุทธิให้กับประชาชน ส่งผลดีต่อการเติบโตทางเศรษฐกิจ และหลังจากนั้นจึงจะมีการปรับโครงสร้างราคาพลังงานทั้งระบบให้มุ่งสู่การ สะท้อนราคาต้นทุนพลังงานมากขึ้นและต้องคำนึงถึงการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล ตามนโยบายของรัฐบาล
3. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 22 สิงหาคม 2554 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และดีเซล อยู่ที่ 47.34, 41.94 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 7.50 , 6.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. หากมีการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว จะมีผลดังนี้
(1) การงดการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 95 ลง 7.50 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 ลง 6.70 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล ลง 2.80 บาทต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซิน 95 ลดลง 8.02 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 ลดลง 7.17 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล ลดลง 3.00 บาทต่อลิตร
(2) รายรับของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงสุทธิ 6,160 ล้านบาทต่อเดือน โดยรายรับจากน้ำมันเบนซินลดลง 1,530 ล้านบาทต่อเดือน และน้ำมันดีเซล ลดลง 4,629 ล้านบาทต่อเดือน
(3) การงดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยที่ผู้ค้าน้ำมันได้ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 , 91 และดีเซล ที่ 7.50 , 6.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ไปแล้ว หากรัฐบาลไม่ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงในสต๊อกคงเหลือจะส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันไม่ สั่งน้ำมันมาจำหน่าย ทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันในตลาด และในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันจะเกิดการชะลอการกลั่นน้ำมันจากการที่น้ำมัน สำเร็จรูปล้นถังเนื่องจากไม่มีการสั่งซื้อ
5. แนวทางการดำเนินการบรรเทาผลกระทบจากการชะลอการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล โดย
(1) ต้องมีการชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงค้างสต๊อกคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมันจากการปรับ ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทันที ของน้ำมันเบนซิน 95 ลิตรละ 7.50 บาท น้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 6.70 บาท และน้ำมันดีเซลลิตรละ 2.80 บาท ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ในวงเงินประมาณ 3,000 ล้านบาท
(2) จัดทำคำสั่งนายกรัฐมนตรี เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่จะมีประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ และให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ
(3) กำหนดแนวทางปฏิบัติสำหรับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเมื่อมีการประกาศราคาขายปลีก ใหม่ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการดังนี้
1) กระทรวงพลังงาน สั่งให้กรมธุรกิจพลังงาน และสำนักงานพลังงานจังหวัด ส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันทุกแห่งในกรุงเทพมหานคร และในจังหวัดที่รับผิดชอบ และให้สำนักงานพลังงานจังหวัดส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันคงเหลือให้ กรมธุรกิจพลังงาน อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
2) กระทรวงมหาดไทย สั่งให้ผู้ว่าราชการจังหวัดสั่งการให้นายอำเภอท้องที่ส่งเจ้าหน้าที่ของ หน่วยงานในท้องที่ และผู้บริหารท้องถิ่น ส่งพนักงานองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับมอบหมาย ไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมันในพื้นที่จังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
3) กระทรวงพาณิชย์ สั่งให้กรมการค้าภายในจังหวัด ส่งเจ้าหน้าที่ไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมันในจังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
4) สำนักงานตำรวจแห่งชาติ สั่งให้เจ้าหน้าที่ตำรวจไปตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมัน ร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน ในเขตกรุงเทพมหานคร และสั่งให้ตำรวจภูธรจังหวัดส่งเจ้าหน้าที่ตำรวจไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมัน เชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมัน ในจังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจาก น้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล เป็นการชั่วคราว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไป ตามนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกของรัฐบาล และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากการ ดำเนินนโยบายดังกล่าว หลังจากนั้นให้รายงานเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป โดยให้นำนโยบายของรัฐบาลในการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลไปประกอบการพิจารณา ด้วย
2. เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมัน ของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินชด เชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. เห็นชอบคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ .../2554 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่จะมีประกาศราคาขายปลีกใหม่บังคับใช้ และให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ ค้าน้ำมัน
กพช. ครั้งที่ 1 - วันศุกร์ที่ 15 สิงหาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
วันศุกร์ที่ 15 สิงหาคม 2557 เวลา 09.00 น.
1.แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2578 (PDP 2015)
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff
4.การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
5.การเตรียมความพร้อมเพื่อเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน)
หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2578 (PDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (Power Development Plan : PDP 2010 Rev.3) ซึ่งปรับให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่แถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 และสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2012-2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EEDP 20 ปี) ปัจจุบันการวางแผนกำลังการผลิตไฟฟ้ายังคงยึดตามแผน PDP 2010 Rev 3
2. จากแนวโน้มการขยายตัวทางเศรษฐกิจของไทย และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน 2.4 ล้านล้านบาท ตามนโยบายรัฐบาล รวมทั้งการเตรียมการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (ASEAN Economic Community : AEC) ในปี 2558 จะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยโดยรวม ดังนั้นจึงควรมีการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้น โดยคำนึงถึง (1) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ (2) สัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดทางด้านเศรษฐกิจในประเด็นสำคัญ 4 ด้าน ได้แก่ ความยั่งยืนทางพลังงานของประเทศ (Sustainability) ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (Cost Effectiveness) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม (Emission) และ (3) ความสอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงานและแผนพัฒนาพลังงานหมุนเวียนของประเทศ
3. แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plant) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2578 (PDP 2015) ประกอบด้วย
3.1 กรอบระยะเวลา ได้แก่ (1) แผน PDP ฉบับปัจจุบัน มีระยะเวลาระหว่างปี พ.ศ. 2553 – 2573 (ปี ค.ศ. 2010 - 2030) ทั้งนี้ ทบวงพลังงานโลก (International Energy Agency: IEA) ได้จัดทำทิศทางพลังงานของโลก World Energy Outlook โดยมีระยะเวลาถึงปี 2578 (ปี 2035) ดังนั้น เพื่อให้การจัดทำแผน PDP สอดคล้องกับการวางแผนทิศทางพลังงานโลก จึงควรขยายกรอบเวลาแผน PDP ออกไปโดยมีระยะเวลาระหว่างปี พ.ศ. 2558 - 2578 (ค.ศ. 2015 - 2035) (2) กรอบระยะเวลาแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EEDP 20 ปี) การจัดทำแผน PDP2010 Rev.3 ได้คำนึงถึงความสามารถในการดำเนินการตามแผน EEDP 20 ปี มีระยะเวลาดำเนินการระหว่างปี พ.ศ. 2554 – 2573 ดังนั้น เพื่อให้การจัดทำแผน EEDP สอดคล้องกับแผน PDP จึงควรขยายกรอบเวลาในการจัดทำแผน EEDP 20 ปี ออกไปโดยให้สิ้นสุดในปี 2578 และ (3) กรอบระยะเวลาแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2555-2564) ปัจจุบันไม่สอดคล้องกับช่วงเวลาของแผน PDP ทำให้เกิดความไม่ชัดเจนในการกำหนดปริมาณโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายหลัง ปี 2564 ดังนั้น จึงควรจัดทำให้แผน AEDP ให้สอดคล้องกับแผน PDP โดยสิ้นสุดที่ปี 25783.2 ขั้นตอน/สาระสำคัญ ในการจัดทำแผน PDP 1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ให้สอดคล้องกับการคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ พิจารณาถึงโครงการลงทุนภาครัฐขนาดใหญ่ที่มีผลต่อการเปลี่ยนแปลงความต้องการ ใช้ไฟฟ้าในอนาคต และนโยบายของรัฐเกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงเศรษฐกิจเชิงโครงสร้างที่ส่งผลต่อ การใช้พลังงาน รวมถึงพิจารณาผลการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (แผน EEDP) ร่วมด้วย 2) จัดทำร่างแผน PDP : คำนึงถึงประเด็นสำคัญดังนี้ (1) การกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าสูงถึงร้อยละ 67 ซึ่งถือเป็นความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงและการผลิตไฟฟ้า จึงจำเป็นต้องพิจารณาสัดส่วนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสม ตลอดจนพิจารณาข้อดี ข้อเสียของโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ควรพิจารณาเลือกเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าที่เกิดผลกระทบต่อสิ่งแวด ล้อมไม่สูงเกินไป และ (3) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserve Margin) ปัจจุบันได้กำหนดไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด การพิจารณากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้เหมาะสมจึงจำเป็นต้องพิจารณาเงื่อนไขความ สามารถของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดรายพื้นที่ โดยเฉพาะพื้นที่ที่มีความสำคัญทางเศรษฐกิจและต้องการความมั่นคงสูง 3) การรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ หน่วยงานราชการ สถาบันการศึกษา องค์กรไม่แสวงหาผลกำไร ภาคเอกชน รวมถึงภาคประชาชน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (Power Development Plan: PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ของ สศช. พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม และรับไปจัดทำแผน PDP 2015 ให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 เห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว โดยมอบหมายให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่งและท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกัน โดยการจัดตั้งบริษัท ที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯ ออกต่างหาก รวมทั้งการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคา ที่เป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 รับทราบแนวทางการแปรรูปของ ปตท. ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดย ในส่วนของกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะแยกออกมาจัดตั้งเป็นบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 โดยมี บมจ. ปตท. เป็นผู้ถือหุ้นร้อยละ 100 นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวยังเห็นควรจัดตั้งบริษัท ปตท. ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เพื่อให้สอดคล้องกับ แผนกลยุทธ์ในการขยายการจำหน่ายก๊าซฯ เพิ่มขึ้น
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2544 เรื่องแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ภายใต้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 และได้มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการแยกกิจการท่อก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งจัดทำแผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้มีการแยกกิจการเป็น ลักษณะการแบ่งแยกทางบัญชี (Account Separation) ก่อนการระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และลักษณะการแบ่งแยกทางกฎหมาย (Legal Separation) หลังการระดมทุนฯ ภายใน 1 ปี รวมถึงให้องค์กรอิสระกำกับดูแลที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ทำหน้าที่กำกับดูแล ทั้งนี้ เห็นชอบให้ ปตท. คงการถือหุ้นในกิจการดังกล่าวในสัดส่วนร้อยละ 100 นอกจากนี้ มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หรือ สนพ.) ร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และ ปตท. เร่งดำเนินการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อแก่บุคคลที่สาม และเปิดให้มีการแข่งขันในแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ใหม่
3. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต่อคณะกรรมการกลั่นกรองเรื่องเสนอคณะรัฐมนตรีคณะที่ 7 (ฝ่ายโครงสร้างพื้นฐานและฝ่ายกฎหมายและระบบราชการ) เพื่อพิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือขอถอนเรื่องดังกล่าว เพื่อพิจารณาปรับปรุงให้สอดคล้องกับทิศทางการ แปรรูปรัฐวิสาหกิจของประเทศต่อไปก่อน ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2546 เลขาธิการคณะรัฐมนตรีรับทราบและยุติการดำเนินการเสนอวาระ
4. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 ที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. ศึกษาปัญหาและอุปสรรคจากนโยบาย Third Party Access (TPA) ต่อระบบท่อส่งก๊าซฯ และศึกษาการตั้งบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซฯ ของรัฐ โดยให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการเพื่อให้เป็นไปตามนโยบาย TPA ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีแนวความคิดเบื้องต้นให้ ปตท. แยกบัญชีทรัพย์สินของกิจการท่อส่งก๊าซฯ เพื่อรองรับการแยกกิจการท่อส่งก๊าซฯ ซึ่ง ปตท. ได้ร่วมกับที่ปรึกษากฎหมายศึกษาทบทวนประเด็นกฎหมายและภาษี การโอนทรัพย์สินและสิทธิ ขั้นตอนเพื่อดำเนินการแยกบริษัท และประเด็นอื่นที่เกี่ยวข้อง และ ปตท. ได้เสนอผลการศึกษาเบื้องต้นต่อที่ประชุมคณะกรรมการจัดการ ปตท. เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2556 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติรับทราบผลการศึกษาเบื้องต้นและให้ศึกษาการแยกกิจการ โดยละเอียดและจัดตั้งบริษัทตามนโยบายกระทรวงพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2556 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติให้มีโครงสร้างกลุ่มธุรกิจพื้นฐาน เพื่อรับผิดชอบการกำกับดูแล ตลอดจนบริหารจัดการภาพรวมการดำเนินธุรกิจของหน่วยธุรกิจ และมีแผนในการแยกโครงสร้างสายงานระบบท่อส่งก๊าซฯ ออกมาจากกลุ่มธุรกิจก๊าซฯ เพื่อทำหน้าที่หลักในการทำธุรกิจขนส่งก๊าซฯ ผ่านระบบท่อ โดยกำหนดแผนงานหลักในระยะแรก ประกอบด้วย การดำเนินการแยกบัญชีทรัพย์สินสายงานระบบท่อส่งก๊าซฯ การออกแบบและการวางระบบรองรับต่างๆ เช่น การถ่ายโอนข้อมูลบนระบบ การเตรียมบุคลากร เป็นต้น ซึ่งมีกำหนดการแล้วเสร็จภายในปี 2557
5. เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐ ในการกำหนดทิศทางโครงสร้างกิจการก๊าซฯ ในประเทศระยะยาวในอนาคต และส่งเสริมให้มีการแข่งขันอย่างเสรีในกิจการก๊าซฯ ในประเทศ เกิดความเป็นธรรม และเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงาน รวมถึงเปิดให้บุคคลที่สาม (Third Party) สามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ได้ ภายใต้การกำกับดูแลที่มีความสมดุล และโปร่งใส มีธรรมาภิบาล ในราคาที่เป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ประกอบกับบริหารจัดการผู้มีส่วนได้เสียให้มีความสมดุลและโปร่งใส มีธรรมาภิบาล จึงควรมีการดำเนินการในส่วนของการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติดังนี้
5.1 การดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย ก๊าซธรรมชาติในลักษณะการแบ่งแยกตามกฎหมาย (Legal Separation) โดย (1) ให้ บมจ.ปตท. จัดตั้งบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้ บมจ.ปตท. ยังคงสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 100 และให้ บมจ. ปตท. โอนท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ ที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง ให้แก่บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ทั้งนี้ บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวจะเป็นผู้รับผิดชอบ ดำเนินกิจการท่อส่งก๊าซโดยทำหน้าที่บริหารสินทรัพย์ที่ได้รับโอนมาจาก บมจ.ปตท. ส่วนการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษานั้น บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด จะดำเนินการเองหรือว่าจ้างบุคคลอื่นดำเนินการก็ได้ โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 (2) ในส่วนของการยกเว้นภาษีและค่าธรรมเนียมที่เกี่ยวข้องในการโอนทรัพย์สินจาก บมจ.ปตท. ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จัดตั้งขึ้นใหม่เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงการคลัง กรมสรรพากร กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กระทรวงมหาดไทย กรมที่ดิน กรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น กรุงเทพมหานคร องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล หรือหน่วยงานอื่นใดที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้ความร่วมมือในการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือ คำสั่งใดๆ มารองรับเพื่อให้การแบ่งแยกกิจการและโอนทรัพย์สินดังกล่าวเพื่อให้การดำเนิน การตามนโยบายของรัฐในการที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ บรรลุเป้าหมาย โดยให้ได้รับการยกเว้นภาระภาษีอากร ภาษีมูลค่าเพิ่ม ภาษีธุรกิจเฉพาะ ภาษีสรรพสามิต ภาษีศุลกากร อากรแสตมป์ และค่าธรรมเนียมใดๆ ที่เกิดจากแบ่งแยกกิจการและการโอนดังกล่าว (3) ให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องต่างๆ รวมถึงหน่วยงานด้านกำกับดูแลยินยอมให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด สามารถเช่าช่วงที่ดิน ใช้สิทธิ ได้สิทธิ/หรือโอน/รับโอนสิทธิจากการใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยคงเงื่อนไขสัญญาเช่า และการให้สิทธิเดิมที่ให้ไว้แก่ บมจ.ปตท. รวมทั้ง การสนับสนุนต่างๆ ในการโอนทรัพย์สินจาก บมจ.ปตท. ไปยังบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้การสนับสนุนการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคล ที่สาม ในกรณีที่หน่วยงานดังกล่าวได้ให้สัมปทานหรือให้สิทธิครอบครองหรือทำประโยชน์ หรือให้สิทธิใดๆ แก่บุคคลอื่นใด ก็ให้ดำเนินการให้บุคคลเหล่านั้นให้ความยินยอมดังกล่าวด้วย (4) ให้กรมธนารักษ์ยินยอมให้ บมจ.ปตท. โอนสิทธิตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุแบ่งแยกให้แก่กระทรวงการคลังในการดำเนิน กิจการของ บมจ.ปตท. โดยมีค่าตอบแทนให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด รับโอนสิทธิดังกล่าวตามสัญญาฯ โดยให้คงเงื่อนไขสัญญาและข้อกำหนดตามสัญญาเดิมรวมทั้งไม่คิดค่าตอบแทนเพิ่ม เติมจากการโอนสิทธิดังกล่าว (5) ใบอนุญาตและสิทธิเดิมที่ออกให้ในนามของ บมจ.ปตท. ภายใต้พระราชบัญญัติต่างๆ รวมถึงกฎหมายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้โอนไปเป็นของบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามสิทธิและเงื่อนไขเดิม รวมถึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการยินยอมหรืออนุญาตให้โอน รวมถึงการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือคำสั่งใดๆ มารองรับการโอนดังกล่าว (6) ให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด เข้าสวมสิทธิในบรรดาข้อพิพาท คดีความทางแพ่ง ทางอาญา หรือตามกฎหมายอื่นๆ ของ บมจ.ปตท. ที่มีอยู่และเกี่ยวข้องกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ (7) ให้ธนาคารแห่งประเทศไทย กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และหน่วยงานของรัฐต่างๆ และหน่วยงานกำกับดูแลที่เกี่ยวข้อง ให้การสนับสนุน ให้ความร่วมมือ หรือดำเนินการใด เพื่อรองรับการโอนและรับโอนสินทรัพย์ดังกล่าว5.2 การกำหนดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อวัตถุประสงค์ในการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยที่ผู้ที่เป็นเจ้าของระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติจะต้องให้บุคคลอื่นๆ สามารถเข้ามาใช้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อของตนได้ ภายใต้ กฎ กติกา ตามข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติ และสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime : TPA Regime) ซึ่งอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อให้การกำหนดราคามีความเป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ซึ่ง กกพ. จะกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติ และผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ต้องเสนอข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติ และสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) ภายใต้กรอบ TPA Regime ซึ่งประกอบด้วย (1) การกำหนดสิทธิและหน้าที่ของ ผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้เชื่อมต่อ (2) การกำหนดเนื้อหาใน TPA Code สำหรับให้ผู้รับใบอนุญาตจัดทำ เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณา (3) การกำหนดเงื่อนไขในการจัดสรรความสามารถในการให้บริการ (Capacity) (4) การสละสิทธิการใช้ Capacity โดยสมัครใจ และการซื้อขายสิทธิการใช้ Capacity (5) ข้อผูกพันการใช้บริการในกรณีผู้ขอใช้บริการไม่ได้ใช้ Capacity ที่ได้รับการจัดสรรภายในระยะเวลาที่กำหนดที่จะต้องคืนสิทธิในการใช้ Capacity ให้กับผู้ให้บริการไปจัดสรรให้รายอื่นต่อไป (6) ผู้ให้บริการจะต้องเสนออัตราค่าบริการต่อ กกพ. ให้ความเห็นชอบก่อนการบังคับใช้ (7) การพิจารณาไกล่เกลี่ยและระงับข้อพิพาทร่วมกันระหว่าง ผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้เชื่อมต่อ และ (8) การแก้ไขปรับปรุง TPA Code เพื่อให้สอดคล้องกับ TPA Regime ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำข้อบังคับดังกล่าว โดยการพิจารณาจะมีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ทั้งจากทางเว็บไซต์สำนักงาน กกพ. และการสัมมนากลุ่มย่อย ก่อนการบังคับใช้ TPA Regime ในเดือนสิงหาคม 2557 และกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติจัดทำ TPA Codes เพื่อเสนอให้ กกพ. พิจารณา ก่อนการประกาศใช้ในภายในเดือนมีนาคม 2558 ต่อไปนอกจากนี้ เพื่อให้สามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ในอนาคตจากการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจี แก่บุคคลที่สาม (TPA) รวมถึงเพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้องกับกิจการก๊าซ ธรรมชาติ จึงเห็นควรที่จะให้มีการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ ใช้อยู่ในปัจจุบัน โดยเฉพาะในส่วนของการกำหนดราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติหรือ Pool Price โดยมอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สามารถรองรับกับ โครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคตต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียมในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป ตามแนวทางดังนี้
(1) ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดตั้งบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โอนท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ ที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง ให้แก่บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ทั้งนี้ บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวจะเป็นผู้รับผิดชอบ ดำเนินกิจการท่อส่งก๊าซโดยทำหน้าที่บริหารสินทรัพย์ที่ได้รับโอนมาจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ส่วนการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษานั้น บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด จะดำเนินการเองหรือว่าจ้างบุคคลอื่นดำเนินการก็ได้ โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558(2) ในส่วนของการยกเว้นภาษีและค่าธรรมเนียมที่เกี่ยวข้องในการโอนทรัพย์สิน จากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จัดตั้งขึ้นใหม่เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอันได้แก่ กระทรวงการคลัง กรมสรรพากร กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กระทรวงมหาดไทย กรมที่ดิน กรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น กรุงเทพมหานคร องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล หรือหน่วยงานอื่นใดที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้ความร่วมมือในการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือ คำสั่งใดๆ มารองรับเพื่อให้การแบ่งแยกกิจการและโอนทรัพย์สินดังกล่าวเพื่อให้การดำเนิน การตามนโยบายของรัฐในการที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ บรรลุเป้าหมาย โดยให้ได้รับการยกเว้นภาระภาษีอากร ภาษีมูลค่าเพิ่ม ภาษีธุรกิจเฉพาะ ภาษีสรรพสามิต ภาษีศุลกากร อากรแสตมป์ และค่าธรรมเนียมใดๆ ที่เกิดจากแบ่งแยกกิจการและการโอนดังกล่าว(3) ให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องต่างๆ รวมถึงหน่วยงานด้านกำกับดูแลยินยอมให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด สามารถเช่าช่วงที่ดิน ใช้สิทธิ ได้สิทธิ/หรือโอน/รับโอนสิทธิจากการใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยคงเงื่อนไขสัญญาเช่า และการให้สิทธิเดิมที่ให้ไว้แก่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รวมทั้ง การสนับสนุนต่างๆ ในการโอนทรัพย์สินจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปยังบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้การสนับสนุนการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคล ที่สาม ในกรณีที่หน่วยงานดังกล่าวได้ให้สัมปทานหรือให้สิทธิครอบครองหรือทำประโยชน์ หรือให้สิทธิใดๆ แก่บุคคลอื่นใด ก็ให้ดำเนินการให้บุคคลเหล่านั้นให้ความยินยอมดังกล่าวด้วย(4) ให้กรมธนารักษ์ยินยอมให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โอนสิทธิตามสัญญาให้ใช้ที่ ราชพัสดุแบ่งแยกให้แก่กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีค่าตอบแทนให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด รับโอนสิทธิดังกล่าวตามสัญญาฯ โดยให้คงเงื่อนไขสัญญาและข้อกำหนดตามสัญญาเดิมรวมทั้งไม่คิดค่าตอบแทนเพิ่ม เติมจากการโอนสิทธิดังกล่าว(5) ใบอนุญาตและสิทธิเดิมที่ออกให้ในนามของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ภายใต้พระราชบัญญัติต่างๆ รวมถึงกฎหมายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้โอนไปเป็นของบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามสิทธิและเงื่อนไขเดิม รวมถึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการยินยอมหรืออนุญาตให้โอน รวมถึงการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือคำสั่งใดๆ มารองรับการโอนดังกล่าว(6) ให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด เข้าสวมสิทธิในบรรดาข้อพิพาท คดีความทางแพ่ง ทางอาญา หรือตามกฎหมายอื่นๆ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่มีอยู่และเกี่ยวข้องกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ(7) ให้ธนาคารแห่งประเทศไทย กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และหน่วยงานของรัฐต่างๆ และหน่วยงานกำกับดูแล ที่เกี่ยวข้อง ให้การสนับสนุน ให้ความร่วมมือ หรือดำเนินการใด เพื่อรองรับการโอนและรับโอนสินทรัพย์ดังกล่าว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามหลักการที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้เห็นชอบดังกล่าวข้างต้น ขอให้ชะลอไว้ก่อน จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาและสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินในเรื่อง การตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้กระทรวงการคลังจะได้ข้อยุติ
2. รับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานในการจัดทำข้อบังคับว่า ด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงาน ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ใน ปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันใน อุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้น และให้นำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ด้วยการรับซื้อ ไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2550 เป็นต้นมา โดยเริ่มจากการกำหนดเป้าหมายไว้ 500 เมกะวัตต์ (MW) ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 20% 15 ปี (REDP) และเพิ่มเป็น 2,000 เมกะวัตต์ และ 3,000 เมกะวัตต์ ในแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% 10 ปี (AEDP) โดยแบ่งประเภทการส่งเสริมและอัตราการรับซื้อไฟฟ้าดังนี้
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน กำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าเริ่มต้นที่ 500 เมกะวัตต์ ในปี 2550 และเพิ่มเป็น 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2556 โดยให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ในอัตรา 8 บาทต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติลดอัตรา Adder ลงเหลือ 6.50 บาทต่อหน่วย พร้อมหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้น ดินจนถึงปัจจุบัน สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2557 (ข้อมูลจาก กกพ.) มีโครงการที่มีข้อเสนอผูกพันกับภาครัฐรวม 1,424 เมกะวัตต์ แยกเป็นขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 1,083 เมกะวัตต์ มีสัญญาขายไฟแล้วและอยู่ระหว่างดำเนินการ 337 เมกะวัตต์ และรอเซ็นสัญญา (PPA) 4 เมกะวัตต์ เหลือปริมาณที่สามารถรับซื้อเพิ่มได้อีก 576 เมกะวัตต์ (2,000 เมกะวัตต์ – 1,424 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ ยังมีโครงการอีก 1,054 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าไว้แต่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop)กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 200 เมกะวัตต์ ในปี 2556 ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) คงที่ ในระยะเวลา 25 ปี โดยประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการ 3 ขนาด ได้แก่ (1) บ้านอยู่อาศัยขนาดต่ำกว่า 10 kW อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย (2) อาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาด 10 - 250 kW อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย และ (3) อาคารธุรกิจ ขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน ขนาด 250 kW - 1 MW อัตรา 6.16 บาทต่อหน่วย โดยแบ่งเป็น 100 เมกะวัตต์ สำหรับบ้านอยู่อาศัย และอีก 100 เมกะวัตต์ สำหรับอาคารธุรกิจขนาดเล็ก อาคารธุรกิจขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน กำหนดวันขายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2557 (ข้อมูลจาก กกพ.) มีโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้วรวม 130.64 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 7.53 เมกะวัตต์ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วแต่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 108.26 เมกะวัตต์ และยังไม่มาลงนามในสัญญา 14.85 เมกะวัตต์ เหลือปริมาณที่สามารถรับซื้อเพิ่มได้อีก 69.36 เมกะวัตต์ (200 เมกะวัตต์ -130.64 เมกะวัตต์) โดยทั้งหมดเป็นโครงการในส่วนของบ้านอยู่อาศัย ขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เท่านั้น โครงการในส่วนอาคารธุรกิจขนาดเล็ก อาคารธุรกิจขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน ได้พิจารณารับซื้อเต็มตามตามเป้าหมายแล้ว ทั้งนี้ โครงการ Solar PV Rooftop ที่ประกาศรับซื้อไฟฟ้าในปี 2556 กำหนดให้ต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556 แต่เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา การติดตั้ง Solar PV Rooftop มีปัญหาในเรื่องความชัดเจนการตีความในคำนิยามของ “โรงงาน” ตามกฎหมาย และปัญหาการขออนุญาตดัดแปลงอาคารตามข้อกำหนดของกรมโยธิการและผังเมือง ทำให้ผู้ประกอบการไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบเชิงพาณิชย์ได้ภาย ในกำหนด1.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ (โครงการละ 1 เมกะวัตต์) กำหนดให้ดำเนินการเสร็จสิ้นภายในปี 2557 และ กพช. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) เป็นเจ้าของโครงการ กำหนดให้โครงการขายไฟฟ้าด้วยระบบ Feed-in Tariff (FiT) เป็นระยะเวลา 25 ปี ในอัตราที่ลดลงเป็นขั้นบันไดตามระยะเวลา คือ 9.75 บาท ต่อหน่วย ในปีที่ 1 - 3 และ 6.50 บาทต่อหน่วย ในปีที่ 4 - 10 และ 4.50 บาทต่อหน่วย ในปีที่ 11 - 25 โดยให้เป็นการลงทุนโดยชุมชนเอง กำหนดให้ใช้เงินกู้จากธนาคารของรัฐมาดำเนินการ และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการ ปัจจุบันโครงการยังไม่มีการดำเนินงาน ทั้งนี้ โครงการฯ รูปแบบเดิม เป็นแนวทางที่ไม่สามารถดำเนินงานให้เป็นรูปธรรมได้ เนื่องจาก (1) ชุมชนจะไม่สามารถจัดหาพื้นที่ส่วนกลางจัดตั้งโครงการได้เพราะจะต้องใช้ ที่ดินส่วนรวมถึง 10 - 12 ไร่ (2) ชุมชนจะไม่สามารถจัดหาเงินลงทุนได้เพราะการใช้กองทุนหมู่บ้านจะมีความเสี่ยง และชุมชนไม่สามารถกู้เงินลงทุนจากธนาคารได้เอง และการกำหนดให้ธนาคารของรัฐเท่านั้นเป็นผู้ปล่อยกู้นั้น ธนาคารของรัฐก็ไม่พร้อมรับความเสี่ยงที่จะปล่อยเงินกู้ให้ชุมชนดำเนิน โครงการนี้ (3) ชุมชนไม่สามารถจัดหาเทคโนโลยีด้วยตนเองได้ และ (4) ชุมชนยังไม่สามารถดูแลรักษาโรงไฟฟ้าด้วยตนเอง
2. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ปี 2557 – 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนอัตราแบบ Adder เป็นแบบอัตรา Feed-in Tariff (FiT) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ FiT ปี 2557 ณ เดือนเมษายน 2557 โดยศึกษาสมมติฐานทางด้านเทคนิคและสมมติฐานทางการเงิน ได้แก่ ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า อัตราการเสื่อมสภาพของแผงเซลล์ สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ อัตราเงินเฟ้อ เป็นต้น และได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบอัตรา FiT ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุกประเภท สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 - 2558 โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.85 บาท ต่อหน่วย กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงานขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.40 บาทต่อหน่วย และขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา FiT 6.01 บาทต่อหน่วย และ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์ในรูปแบบ FiT ต่อไป
3. ข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน
3.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ให้พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลือประมาณ 576 เมกะวัตต์ (ให้เต็มตามเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์) ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปพิจารณาและเจรจากับผู้ที่ยื่นข้อเสนอโครงการเพื่อขอขายไฟฟ้าไว้เดิม ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีคำขอค้างการพิจารณาอยู่จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ นั้น ให้ยอมรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี เช่นเดียวกันด้วย โดยให้อยู่ในสถานที่ตั้งตามข้อเสนอเดิม และต้องมีการกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เช่นเดียวกัน ทั้งนี้ หากผลการเจรจากับผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเดิมดังกล่าว ไม่สามารถตกลงกันได้และมิได้มีการอนุมัติให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าภายในสิ้นปี 2557 ให้ถือเป็นการยุติข้อเสนอโครงการนั้น3.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (1) ให้พิจารณาขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการ Solar PV Rooftop สำหรับโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 เมกะวัตต์ จากที่กำหนดไว้เดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 และ (2) ให้พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการ Solar PV Rooftop ประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ กำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เพื่อให้ครบตามเป้าหมายที่ตั้งไว้ 200 เมกะวัตต์3.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนหรือโซล่า ชุมชน ให้พิจารณาปรับเปลี่ยนการดำเนินงาน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาท ต่อหน่วย กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบ การคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 - 2558 โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา 2.1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย 2.2) กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน
(1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.40 บาทต่อหน่วย (2) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา FiT 6.01 บาทต่อหน่วย3) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์ในรูปแบบ FiT ต่อไป
2. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ทั้ง 3 ประเภท ดังนี้
1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 1.1) ให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลือ อีกประมาณ 576 เมกะวัตต์ (ให้เต็มตามเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์) ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี และให้มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 1.2) มอบให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปพิจารณาและเจรจากับผู้ที่ยื่นข้อเสนอโครงการเพื่อขอขายไฟฟ้าไว้เดิม ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีคำขอค้างการพิจารณาอยู่จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ โดยให้เจรจารับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลืออีกประมาณ 576 เมกะวัตต์ แบบ FiT ในอัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี ทั้งนี้ ให้อยู่ในสถานที่ตั้งตามข้อเสนอเดิม และต้องมีการกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ทั้งนี้หากผลการเจรจากับผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเดิมดังกล่าว ไม่สามารถตกลงกันได้และมิได้มีการอนุมัติให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าภายในสิ้นปี 2557 ให้ถือเป็นการยุติข้อเสนอโครงการนั้น2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา 2.1) ให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 เมกะวัตต์ จากที่กำหนดไว้เดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 2.2) ให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) ประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 25583) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร 3.1) ให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง ในพื้นที่ชุมชน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 3.2) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบ การคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม หารือร่วมกันเพื่อกำหนดแนวทางและดำเนินการในการบริหารจัดการและกำจัดกากขยะ อันเกิดจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์
เรื่องที่ 4 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว โดยในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ หากจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2010 ฉบับที่ 3 ปี 2555 – 2573 และเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเป็นเวลา 20 ปี กับ Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 รวมทั้งเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดย ให้ ปตท. จัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยจัดหา LNG ส่วนใหญ่ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับที่ 3 ปี 2555 - 2573 เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 0.5, 1.0, 2.4, และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ โดยปี 2554 -2556 ปตท. ได้จัดหาและนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.7 ล้านตัน (ปริมาณนำเข้าสูงกว่าแผน เนื่องจากมีอุบัติเหตุท่อส่งก๊าซฯในทะเลรั่ว), 0.98 ล้านตัน, และ 1.41 ล้านตัน ตามลำดับ สำหรับปี 2557 ได้นำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2557 จนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2557 ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot ปริมาณเท่ากับ 945,096 ตัน โดยคาดการณ์ว่าจะนำเข้า LNG ในปี 2557 ทั้งสิ้นประมาณ 1.45 ล้านตัน
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 ปตท. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ โดยเริ่มส่งมอบในเดือนมกราคม 2558 เป็นเวลา 20 ปี ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ ปตท. ยังเตรียมพร้อมที่จะดำเนินการจัดหา LNG แบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น จากผู้ขายชั้นนำของโลก เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณความต้องการนอกเหนือจากปริมาณจากสัญญาซื้อขาย LNG จากบริษัท Qatargas อีกด้วย สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะยาว ตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป จะจัดหาตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้อง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 โดยมีหลักเกณฑ์เพื่อใช้ในการพิจารณาคัดเลือกผู้ขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ดังนี้ (1) ราคามีความเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ (2) ความมั่นคงในการจัดหา (3) เงื่อนไขสัญญา มีความยืดหยุ่นเพื่อสามารถบริหารความเสี่ยงในอนาคตได้ (4) ความน่าเชื่อถือของคู่สัญญา (5) ปริมาณที่เสนอขาย มีการกระจายความเสี่ยงไม่ขึ้นกับผู้ขายรายใดรายหนึ่งมากเกินไป (6) ที่ตั้งแหล่ง LNG /ระยะเวลาการขนส่ง ควรมีการกระจายตัวของแหล่งที่รับซื้อ และ (7) คุณภาพก๊าซฯ เป็นไปตามที่ผู้ซื้อต้องการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2533 ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงอุตสาหกรรมเจรจาและทำสัญญาสร้างโรงกลั่นน้ำมันกับ บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด และต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานสปอร์ต (ประเทศไทย) จำกัด ได้ทำสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกับกระทรวงอุตสาหกรรม ลงวันที่ 29 พฤศจิกายน 2534 โดยสาระสำคัญของสัญญาฯ กำหนดให้จัดตั้งบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด “SPRC” เพื่อรับโอนสิทธิและหน้าที่ตามสัญญาจาก บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้งฯ ให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยเข้าถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 36 และบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ถือหุ้นร้อยละ 64 และให้จำหน่ายหุ้นของ SPRC ร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียนให้แก่ประชาชนในโอกาสแรก ที่หลักทรัพย์ของ SPRC ถูกรับเข้าตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยหรืออย่างช้าภายในปี 2543 โดยอัตราส่วนการถือหุ้นของ SPRC ภายหลังจากที่ได้จำหน่ายหุ้นแล้ว ประกอบด้วย บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ร้อยละ 45 การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ร้อยละ 25 และประชาชนร้อยละ 30
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 ให้มีการเพิ่มกำลังการกลั่นปิโตรเลียมให้เป็นไปโดยเสรีอย่างแท้จริง และมีการแข่งขันภายใต้กฎเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน จึงให้โรงกลั่นที่มีอยู่เดิมสามารถขอทบทวนสัญญากับรัฐได้ ดังนั้น SPRC และกระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบ กิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม (ฉบับที่ 1) ลงวันที่ 3 กันยายน 2540 เพื่อยกเลิกการจ่ายเงินประจำปีและเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่กระทรวง อุตสาหกรรม ต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์เทรดดิ้งฯ ได้เปลี่ยนชื่อเป็น บริษัท เชฟรอน เอเชีย แปซิฟิก โฮลดิ้งส์ ลิมิเต็ด และโอนหุ้นทั้งหมดที่ถืออยู่ใน SPRC ให้บริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี แอลทีดี “เชฟรอน” และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ได้จดทะเบียนเป็น บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) “ปตท.” และรับโอนกิจการ สิทธิ หนี้ ความรับผิด สินทรัพย์ และพนักงานมาทั้งหมด ภายใต้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ต่อมาในปี 2543 SPRC ได้ขอขยายกำหนดเวลาการนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ โดยให้เหตุผลว่าเกิดภาวะวิกฤติเศรษฐกิจตกต่ำ บริษัทจึงประสบภาวะขาดทุนอย่างต่อเนื่อง ต่อมาได้มีการตราพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2545 และพระราชกฤษฎีกาโอนกิจการบริหารและอำนาจหน้าที่ของส่วนราชการให้เป็นไป ตามพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลให้สิทธิและหน้าที่ทั้งหลายภายใต้สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมและสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 1) ของกระทรวงอุตสาหกรรมได้โอนมาเป็นของกระทรวงพลังงาน
3. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2550 กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาด หลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ และกรรมการประกอบด้วยผู้แทน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน), ผู้แทน บริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี แอลทีดี, ผู้แทน SPRC ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ผู้แทนตลาดหลักทรัพย์ฯ และกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อทำหน้าที่ติดตามความก้าวหน้าและประสานงานกับ SPRC และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อผลักดันให้ SPRC ปฏิบัติให้เป็นไปตามสัญญา ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาอุปสรรคในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ เนื่องจากพบว่าข้อบังคับในสัญญาบางประการไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ในการเข้า จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ประกอบกับในสัญญามีเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทด้วยวิธีการอนุญาโตตุลาการ โดยคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2552 ได้มีมติเกี่ยวกับสัญญาทุกประเภทที่หน่วยงานของรัฐทำกับเอกชนในไทยหรือต่าง ประเทศไม่ว่าจะเป็นสัญญาทางการปกครองหรือไม่ ไม่ควรเขียนผูกมัดในสัญญาให้มอบข้อพิพาทให้ คณะอนุญาโตตุลาการเป็นผู้ชี้ขาด แต่หากมีปัญหาหรือความจำเป็นหรือเป็นข้อเรียกร้องของคู่สัญญาอีกฝ่าย ที่มิอาจหลีกเลี่ยงได้ ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติเป็นรายๆ ไป
4. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมโดย ให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่าง ปตท. และกลุ่มบริษัทเชฟรอน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ SPRC เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป ต่อมากระทรวงพลังงานได้เจรจากับ SPRC และได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการ โรงกลั่นปิโตรเลียม (ฉบับที่ 2) ลงวันที่ 26 ตุลาคม 2554 โดยแก้ไขในประเด็น ให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาท และ กำหนดระยะเวลาเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ เป็นอย่างช้าภายในไตรมาสที่ 1 ปี 2555 นอกจากนี้ ได้มีการแก้ไขในประเด็นปลีกย่อยอื่นๆ ได้แก่ การเปลี่ยนชื่อ “ผู้อนุญาต” เป็น “กระทรวงพลังงาน” การเปลี่ยนชื่อ “คาลเท็กซ์” เป็น “เชฟรอน” การเปลี่ยนชื่อ “การปิโตรเลียมฯ” เป็น “ปตท.” และให้โครงสร้างกรรมการบริษัทเป็นไปตามข้อบังคับของตลาดหลักทรัพย์ฯ
5. ปัจจุบันมีโรงกลั่นน้ำมันในประเทศทั้งหมด 6 แห่ง กำลังการกลั่นรวม 1,222 พันบาร์เรลต่อวัน ปตท. ถือหุ้น 5 แห่ง (กำลังการกลั่น 1,045 พันบาร์เรลต่อวัน) หรือคิดเป็นร้อยละ 86 ของกำลังการกลั่น ในประเทศ กระทรวงพลังงานมีนโยบายส่งเสริมการแข่งขันของธุรกิจการกลั่นน้ำมันโดยเสรี โดยให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นในกิจการโรงกลั่นน้ำมันในประเทศลง เพื่อเปิดโอกาสให้ประชาชนมีส่วนเป็นเจ้าของ ในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมัน แต่ในสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกำหนดให้ ปตท. ยังคง ถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 25 ของทุนจดทะเบียน ภายหลังจากการจำหน่ายหุ้นและนำหุ้นเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์ฯ หาก ปตท. ไม่ถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC สัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่นของ ปตท. จะลดลงจากร้อยละ 86 เป็นร้อยละ 73 และหากลดการถือหุ้นในโรงกลั่นบางจากเพิ่มขึ้น สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. จะลดลงเหลือร้อยละ 63 กระทรวงพลังงานได้แจ้งให้ ปตท. พิจารณาลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลง เพื่อให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจการกลั่นน้ำมันมากขึ้น และสอดคล้องกับนโยบายการปรับโครงสร้างพลังงาน กระทรวงพลังงานจึงได้มีการหารือร่วมกับ ปตท. เชฟรอน และ SPRC ในประเด็นการถือครองหุ้นข้างต้น ซึ่งทั้ง ปตท. และ เชฟรอน เห็นด้วยในหลักการดังกล่าว กระทรวงพลังงานและ SPRC จึงมีความเห็นร่วมกันให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น ปิโตรเลียม ใน 2 ประเด็นหลัก คือ (1) ไม่กำหนดอัตราส่วนการ ถือหุ้นของเชฟรอน และ ปตท. ภายหลังจากการกระจายหุ้น แต่กำหนดให้มีการจำหน่ายหุ้นของ SPRC ให้แก่ประชาชนอย่างน้อยร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และ (2) กำหนดระยะเวลาการจำหน่ายหุ้นให้แก่ประชาชนในโอกาสแรก (Initial Public Offering : IPO) และนำหลักทรัพย์ของบริษัทเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์ฯ ขึ้นใหม่ เป็นอย่างช้าภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญา แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ทั้งนี้ สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม”ระหว่างกระทรวงพลังงานกับ SPRC ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” และเห็นชอบมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการทำสัญญากับ SPRC (บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่งจำกัด (มหาชน)) และดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลง เพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และเห็นชอบให้กำหนดระยะเวลาให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญา แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า
กพช. ครั้งที 4 วันพฤหัสบดีที่ 17 กันยายน 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2558 (ครั้งที่ 4)
วันพฤหัสบดีที่ 17 กันยายน 2558 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015)
2.แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015)
3.แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015)
4.แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
5.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับกรอบระยะเวลาแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2555 - 2564 (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ซึ่งมีกรอบระยะเวลาเดียวกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan: PDP 2015) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) คือ ระหว่างปี พ.ศ. 2558 – 2579
2. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบ PDP 2015 ซึ่งได้วางแนวทางการจัดทำ AEDP 2015 ภายใต้แผน PDP 2015 ดังนี้ (1) ส่งเสริมพลังงานจากขยะ และตามด้วยพลังงานชีวภาพ ได้แก่ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ เป็นอันดับแรก (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนตามรายภูมิภาค หรือการ Zoning ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์และลม เมื่อต้นทุนการผลิตสามารถแข่งขันได้กับการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็ง และการลดการนำเข้าพลังงานจากฟอสซิล และ (4) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตามแผน PDP 2015 โดยเพิ่มสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากร้อยละ 9 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมประมาณ 19,635 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 จากเดิม ร้อยละ 25 เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยมีเป้าหมายในภาคขนส่งร้อยละ 46 อาคารขนาดใหญ่ร้อยละ 34 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 22 และอาคารขนาดเล็กและบ้านที่อยู่อาศัยร้อยละ 8
3. การจัดทำแผน AEDP 2015 มีการเปิดรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียผ่านการจัดสัมมนารับฟัง ความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” ของกระทรวงพลังงาน ในช่วงเดือนสิงหาคม - กันยายน 2557 ใน 4 ภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ (จังหวัดเชียงใหม่) ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ (จังหวัดขอนแก่น) ภาคใต้ (จังหวัดสุราษฎร์ธานี) และส่วนกลาง (กรุงเทพมหานคร) ต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2558 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดสัมมนากลุ่มย่อย (Focus Group) เพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผน AEDP 2015
4. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) สรุปได้ดังนี้
4.1 กำหนดเป้าหมายส่งเสริมพลังงานทดแทนแต่ละประเภท ดังนี้
(1) เพื่อการผลิตไฟฟ้า พิจารณาศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนคงเหลือที่ผลิตไฟฟ้าได้ ความต้องการใช้ไฟฟ้ารายสถานีของการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ให้สอดคล้องกับการใช้ไฟฟ้าขั้นสุดท้ายของประเทศที่หักแผนการอนุรักษ์พลังงาน ออก ตามด้วยความสามารถของสายส่งในการรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทนรายสถานี ไฟฟ้าและรายปี จัดสรรการผลิตไฟฟ้ารายพื้นที่โดยจัดลำดับความสำคัญของเทคโนโลยีตามต้นทุนการ ผลิตไฟฟ้า ตามนโยบายการส่งเสริมของรัฐบาลและตามความสามารถในการรองรับของสายส่ง (2) เพื่อการผลิตความร้อน จากการทราบการคาดการณ์การใช้พลังงานเพื่อการผลิตความร้อนตามแผนอนุรักษ์ พลังงาน ศึกษาศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนคงเหลือของแต่ละเทคโนโลยี โดยประเมินจากส่วนที่เหลือของเป้าหมายการผลิตไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมให้ผลิตพลังงานจากวัตถุดิบพลังงานทดแทนที่มีให้ได้เต็มตาม ศักยภาพตาม และ (3) เพื่อการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ ประเมินศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทน จากปริมาณวัตถุดิบตามยุทธศาสตร์ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ คือ ยุทธศาสตร์สินค้าเกษตรเป็นรายพืชเศรษฐกิจ 4 สินค้า (Roadmap) ได้แก่ ข้าวโพดเลี้ยงสัตว์ มันสำปะหลัง ปาล์มน้ำมันและอ้อย โดยพิจารณาวัตถุดิบที่เหลือจากการบริโภคมาผลิตเป็นพลังงานร่วมกับผลการศึกษา ศักยภาพพื้นที่ที่เหมาะสมในการปลูกปาล์มเพื่อกำหนดเป้าหมายการผลิตเชื้อ เพลิงชีวภาพ พิจารณาความต้องการพลังงานในภาคขนส่ง (Demand) ได้แก่ ปริมาณความต้องการน้ำมันฟอสซิล น้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ และความสามารถของเทคโนโลยียานยนต์ในการรองรับการผสมน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ ในสัดส่วนต่างๆ ที่สูงขึ้นรวมถึงผลกระทบต่อสมดุลการกลั่นน้ำมันดีเซลและน้ำมันเบนซินของ ประเทศด้วย4.2 ยุทธศาสตร์เพื่อส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในปี 2558 – 2579 มีดังนี้ (1) ยุทธศาสตร์ที่ 1 การเตรียมความพร้อมด้านวัตถุดิบและเทคโนโลยีพลังงานทดแทน มีเป้าประสงค์ คือ การพัฒนาความสามารถในการผลิต บริหารจัดการวัตถุดิบ ด้วยเทคโนโลยีที่เหมาะสม แบ่งเป็น 4 กลยุทธ์ ได้แก่ พัฒนาวัตถุดิบทางเลือกอื่น และพื้นที่ที่มีศักยภาพเพื่อผลิตพลังงานทดแทน พัฒนาการรูปแบบการบริหารจัดการและการใช้วัตถุดิบพลังงานทดแทนให้มี ประสิทธิภาพ ส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีให้ที่เหมาะสมกับความสามารถการผลิตและการใช้ พลังงานทดแทน และปรับปรุงระบบโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการผลิตการใช้พลังงานทดแทนอย่าง เหมาะสม (2) ยุทธศาสตร์ที่ 2 การเพิ่มศักยภาพการผลิต การใช้ และตลาดพลังงานทดแทน มีเป้าประสงค์คือ การผลักดันความสามารถในการผลิตและความต้องการพลังงานทดแทน แบ่งเป็น 4 กลยุทธ์ ได้แก่ สนับสนุนครัวเรือนและชุมชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตการใช้พลังงานทดแทน ส่งเสริมให้เกิดการลงทุนด้านพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสมแก่ผู้ผลิตและผู้ใช้ ทั้งในและต่างประเทศ ส่งเสริมการลดต้นทุนการผลิต และเพิ่มประสิทธิภาพธุรกิจพลังงานทดแทน และพัฒนากฎหมายด้านพลังงานทดแทน พร้อมทั้งเร่งรัดการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายและกฎระเบียบเพื่อส่งเสริมการพัฒนา พลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม (3) ยุทธศาสตร์ที่ 3 การสร้างจิตสำนึกและเข้าถึงองค์ความรู้ข้อเท็จจริงด้านพลังงานทดแทน มีเป้าประสงค์คือ การสร้างความตระหนักและความรู้ความเข้าใจต่อการผลิตการใช้พลังงานทดแทนอย่าง มีประสิทธิภาพและยั่งยืน แบ่งเป็น 4 กลยุทธ์ ได้แก่ ระบบสารสนเทศเพื่อบริหารจัดการฐานข้อมูลด้านพลังงานทดแทน เผยแพร่ ประชาสัมพันธ์ข้อมูลข่าวสาร องค์ความรู้และข้อมูลสถิติพลังงานทดแทน พัฒนาบุคลากรให้มีความรู้ความเข้าใจด้านพลังงานทดแทน เพื่อสร้างความสามารถในใช้ประโยชน์จากพลังงานทดแทนทั้งภาคทฤษฎีและภาค ปฏิบัติ และพัฒนาเครือข่ายด้านพลังงานทดแทนที่เกี่ยวข้อง และสนับสนุนการมีส่วนร่วมของเครือข่ายทั้งในระดับประเทศและในระดับนานาชาติ
5. สรุปแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015)
5.1 ผลรวมเป้าหมายตาม AEDP 2015 สรุปได้ดังนี้(1) เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตไฟฟ้า
(2) เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตความร้อน
(3) เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ
(4) ผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกควรมีการทบทวน เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ใช้ดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทุก 3 เดือน พร้อมทั้ง รับไปดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศระยะยาว ปี พ.ศ. 2558 - 2579 มีวัตถุประสงค์เพื่อใช้กำหนดทิศทางการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิงให้ สอดคล้องกับเป้าหมายที่ระบุภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยมีเป้าหมายเพื่อใช้เป็นกรอบการสำหรับการดำเนินนโยบายและการจัดทำแผนด้าน น้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคตโดยคำนึงถึงสภาพแวดล้อมต่างๆ รวมถึงความเสี่ยงที่อาจเกิดขึ้นในอนาคตซึ่งอาจส่งผลกระทบทั้งทางตรงและทาง อ้อมต่อการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยเป็นการบูรณาการระหว่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) กับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) เริ่มกระบวนการจัดทำแผนจากการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง โดยตั้งอยู่บนพื้นฐานของข้อมูลปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเดียว กับแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยให้นิยาม “น้ำมันเชื้อเพลิง” หมายความรวมถึง น้ำมันก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นเชื้อเพลิง และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ และการจัดทำแผนจะมุ่งเน้นการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง เนื่องจากเป็นภาคส่วนที่มีการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในสัดส่วนสูงที่สุด
2. จากแผนอนุรักษ์พลังงาน ในปี 2579 กรณีฐาน (Business as Usual: BAU) จะมีความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 65,459 ktoe โดยได้กำหนดแนวทางมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มที่ 1 กำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง กลุ่มที่ 2 เพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในยานยนต์ กลุ่มที่ 3 ส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและรถโดยสาร และกลุ่มที่ 4 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง จากผลการพยากรณ์ข้อมูลปริมาณ ความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้กำหนดเป็นหลักการจัดทำแผน 5 หลักการ ดังนี้
2.1 สนับสนุนมาตรการประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งตามแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 กำหนดเป้าหมายที่จะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 ktoe โดยมีมาตรการประหยัดพลังงานกับ 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ และอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย สำหรับ ในภาคขนส่งมีเป้าหมายการประหยัดพลังงานอยู่ที่ 30,213 ktoe ประกอบด้วย 11 มาตรการย่อย ดังนี้ (1) การสนับสนุนการใช้ยานยนต์ประหยัดพลังงาน (2) โครงการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน ในยางรถยนต์ (3) การบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน (4) การขับขี่เพื่อการประหยัด (5) เงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานโดยบริษัทจัดการพลังงาน (6) อุดหนุนผลการประหยัดพลังงานสำหรั ภาคขนส่ง (SOP+DSM) (7) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน (8) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟรางคู่ (9) เพื่อประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมัน ของประเทศ โดยพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ (10) ผลจากนโยบายราคาดีเซล และ (11) ผลจากรถไฟฟ้า2.2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม แบ่งเป็น (1) บริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ ได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากปริมาณการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยที่ความสามารถในการผลิต LPG ในประเทศไม่เพียงพอ ทำให้ต้องนำเข้าจากต่างประเทศมากเกินความจำเป็น จึงกำหนดมาตรการด้านราคาโดยให้ราคาสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงจากทุกแหล่งจัดหา และพิจารณาการเก็บภาษีสรรพสามิตตามค่าความร้อนเทียบเท่าน้ำมันเบนซิน-แก๊สโซ ฮอล เพื่อลดการบิดเบือนกลไกตลาด ในส่วนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) จากความต้องการในภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง และภาคไฟฟ้า มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น ในอนาคตอาจต้องนำเข้าในรูปแบบ LNG (Liquefied Natural Gas) ซึ่งมีราคาสูงกว่า ก๊าซธรรมชาติในประเทศ จึงต้องกำหนดมาตรการด้านราคา ได้แก่ ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน ที่แท้จริง อุดหนุนราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถบรรทุก และเก็บภาษีสรรพสามิตเช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งชนิดอื่น ในส่วนมาตรการด้านสถานีบริการ ได้แก่ การสนับสนุนให้มีสถานีบริการเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ และจัดตั้งศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการ (NGV Terminal Hub) รวมทั้งสนับสนุนให้ใช้ NGV เฉพาะในกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและรถบรรทุก (2) การลดชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิง และการผลักดันให้มีการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานเดียวกันและสอดคล้องกับ มาตรฐานภูมิภาคอาเซียน (Harmonisation of ASEAN Fuel Quality Standards: HAFQS) ได้แก่ ลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ในกลุ่มแก๊สโซฮอล อี 10 โดยยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี 10 ออกเทน 91 เป็นลำดับแรก โดยจะต้องดำเนินการควบคู่ไปกับมาตรการด้านราคา คือ การปรับโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี 10 ออกเทน 95 ให้สะท้อนต้นทุนการผลิต รวมทั้งกำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดต่างๆ ให้เหมาะสม นอกจากนี้ ยังต้องเตรียมความพร้อมการจัดหาน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ตลอดจนประชาสัมพันธ์ให้ผู้บริโภคเลือกใช้น้ำมัน แก๊สโซฮอลตามศักยภาพของรถยนต์ และผลักดันให้มีการจัดตั้งคณะทำงานด้านการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อ เพลิงที่ใช้ในภาคการขนส่งของอาเซียน2.3 ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนและมีภาระภาษี ที่เหมาะสมระหว่างน้ำมันเชื้อเพลิงต่างชนิดและผู้ใช้ต่างประเภท เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้แก่ (1) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมัน โดยปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียง กันมากขึ้นอยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร ให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม และค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่ เหมาะสมและเป็นธรรม (2) ปรับโครงสร้างราคา LPG โดยกำหนดราคาต้นทุน LPG ให้สะท้อนต้นทุน ที่แท้จริงจากทุกแหล่งจัดหา และพิจารณาปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามค่าความร้อนเทียบเท่าน้ำมันเบนซิน-แก๊ส โซฮอล เพื่อลดการบิดเบือนกลไกตลาด และ (3) ปรับโครงสร้างราคา NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและพิจารณาจัดเก็บภาษีสรรพสามิต2.4 ผลักดันการใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซลตามแผน AEDP ได้แก่ (1) มาตรการส่งเสริมการใช้เอทานอลในภาคขนส่ง โดยประชาสัมพันธ์สร้างความเชื่อมั่นในการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี 20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี 85 โครงการส่งเสริมการใช้รถยนต์และรถจักรยานยนต์ อี 85 ในส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ กำหนดส่วนต่างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอลให้จูงใจ รวมทั้งการส่งเสริมด้านภาษีสำหรับยานยนต์ที่ใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงในสัดส่วนสูง (2) มาตรการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลในภาคขนส่ง โดยส่งเสริมการใช้ บี 20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่เฉพาะกลุ่ม ใช้มาตรการทางภาษีเพื่อส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลในสัดส่วนที่สูงขึ้นเพื่อรอง รับโครงสร้างภาษีรถยนต์ใหม่ด้วยเทคโนโลยี H-FAME2.5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) สนับสนุนระบบ โลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ซึ่งกระทรวงพลังงานเปิดให้เอกชน เป็นผู้ดำเนินการพัฒนาโครงการก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือเพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี การขอความร่วมมือจากหน่วยงานราชการให้การสนับสนุนโดยอนุญาตให้วางท่อขนส่ง น้ำมันในเขตที่ดินของหน่วยงานราชการนั้นๆ ได้ เช่น กรมทางหลวง กรมทางหลวงชนบท การรถไฟ แห่งประเทศไทย กรมชลประทาน และ กฟผ. เพื่อจูงใจให้เอกชนมาลงทุน การร่วมกับภาคเอกชนที่สนใจลงทุนพิจารณาแนวท่อน้ำมัน จุดตั้งคลังน้ำมัน และปริมาณการขนส่งน้ำมันผ่านท่อ การกำหนดให้มีหน่วยงานกำกับดูแลการประกอบกิจการท่อขนส่งน้ำมัน โดยปัจจุบัน กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติอยู่แล้ว ในปัจจุบัน จึงควรมอบให้มีหน้าที่ในการกำกับดูแลท่อขนส่งน้ำมันด้วย และ (2) การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ โดยการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์
3. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นทั้งต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินการตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งใน ระดับกลุ่มย่อยและกลุ่มใหญ่ ดังนี้ (1) จัดประชุม รับฟังความคิดเห็นกับกลุ่มผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เมื่อเดือนเมษายน 2558 ในประเด็นของการกำหนดแนวทางการยกเลิกชนิดน้ำมันในกลุ่มเบนซิน-แก๊สโซฮอล และการจัดตั้งการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ (2) จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับกลุ่มผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่ง เมื่อเดือนเมษายน 2558 ในประเด็นของการกำหนดแนวทางการใช้ ก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่ง (3) จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับกลุ่มอุตสาหกรรมยานยนต์ เมื่อเดือนพฤษภาคม 2558 ในประเด็นของการกำหนดแนวทางการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ และ (4) จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นร่างแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อเดือนสิงหาคม 2558 กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 สมาคมธุรกิจก๊าซรถยนต์ไทย สมาคมผู้ผลิตเอทานอลไทย สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลไทย หน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทุก 3 เดือน
เรื่องที่ 3 แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 Rev.3) และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 Rev.3 ต่อมากระทรวงพลังงานได้วางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติระยะยาว ปี พ.ศ. 2558 - 2579 โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Plan)
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ให้รองรับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ (1) ลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยการดำเนินงานข้างต้นจะส่งผลให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับต่อ ความต้องการ และลดการนำเข้า LNG ในอนาคตได้ (ณ ปลายแผน ปี 2579 ลดลงกว่า 25 ล้านตันต่อปี) จากแผนเดิมต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติ 100% ในรูปของ LNG เพื่อสนองต่อความต้องการใช้ในประเทศ เป็นปริมาณกว่า 47 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 6,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ในปี 2579 รวมทั้งวางกรอบแนวทางการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ในอนาคตให้เกิดการแข่งขัน และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ
2.1 กรณีฐาน แบ่งเป็น (1) คาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (กรณีฐาน) ความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยใน 5 ปี ที่ผ่านมา (ปี 2553 - 2557) มีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 5.6 ต่อปี สำหรับในช่วง 10 ปีข้างหน้า ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง คาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ ก๊าซธรรมชาติ 1 ลูกบาศก์ฟุต) ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรือคิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 เนื่องจากคาดว่าการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้า จะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และ (2) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (กรณีฐาน) ในปี 2557 ได้มีการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อสนองต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ รวมประมาณ 4,691 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยแบ่งออกเป็น การจัดหาจากแหล่งภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศประมาณ 3,657 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 78 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศเพื่อนบ้าน (สหภาพเมียนมา) ผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติประมาณ 843 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 18 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด และการนำเข้า LNG ในปริมาณเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติที่ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 4 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติได้พิจารณาถึงการจัดหาจากแหล่งปิโตรเลียม ในประเทศ โดยมาจากสัญญาฯ ที่มีในปัจจุบัน ทั้งแหล่งบนบก แหล่งในอ่าวไทย แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 และพื้นที่ที่มีศักยภาพจากการเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาและการนำเข้า LNG2.2 กรณีที่ 2 (กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEDP ทำได้ 70%) แบ่งเป็น (1) คาดการณ์ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 2) โดยคาดว่าความต้องการจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรือคิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 3.5 ต่อปี และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 และ (2) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 2) ได้พิจารณาการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมในประเทศ แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 และพื้นที่ที่มีศักยภาพจากการเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาและการนำเข้า LNG2.3 กรณีที่ 3 (กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง) แบ่งเป็น (1) คาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 3) โดยคาดว่าความต้องการจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแปลงสัมปทานที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 โดยเหตุผลเพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทุนในการเจาะหลุมและพัฒนาแท่นหลุมผลิต แต่หลังจากปี 2565 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการเปิดให้ ผู้รับสัมปทานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ และการคาดการณ์การใช้ระยะยาวจะเป็นเหมือนกรณีฐาน คือ ความต้องการใช้อยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 และ (2) ประมาณการความต้องการ ก๊าซธรรมชาติรายภาค (กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุผลิตไม่ต่อเนื่อง) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 3) ได้พิจารณาถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมในประเทศ แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 (ซึ่งไม่สามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง ในกรณีนี้) และพื้นที่ที่มีศักยภาพจากการเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหา ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมาและการนำเข้า LNG
3. แผนดำเนินงานเพื่อรองรับแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว
3.1 ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG โดย (1) ส่งสัญญาณของราคา รวมถึงการปรับ Pool Pricing เพื่อให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหม่ๆ พิจารณาต้นทุนเศรษฐศาสตร์ของโครงการจากราคาก๊าซธรรมชาติที่อิงกับราคาก๊าซ LNG โดยแนวทางการปรับราคา Pool สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)/คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) อยู่ในระหว่างดำเนินการศึกษา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 1 ปี 2559 (2) ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติจากการกระจายเชื้อเพลิงตามแผน PDP 2015 ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 เน้นเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด เพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศเป็น 9,543 เมกะวัตต์ ในปี 2579 และการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศ 19,634 เมกะวัตต์ ในปี 2579 (3) เร่งมาตรการประหยัดพลังงานของก๊าซธรรมชาติเพื่ออุตสาหกรรมตามแผน EEP 2015 ใน 6 มาตรการสำคัญ คาดว่าจะสามารถลดการใช้ไฟฟ้าได้ทั้งสิ้น 89,672 ล้านหน่วย ในช่วงปี 2558 – 2579 และ (4) ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) สำหรับรถยนต์ขนส่งสาธารณะและรถบรรทุก3.2 ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น ได้แก่ (1) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ เพื่อสำรวจหาปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่อง คาดว่ามีปริมาณสำรองประมาณ 0.3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และจากการประเมินเบื้องต้นคาดว่ามีปริมาณก๊าซธรรมชาติ 1 - 5 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และน้ำมันดิบ 20 - 50 ล้านบาร์เรล และยังช่วยให้เกิดการลงทุนไม่น้อยกว่า 5,000 ล้านบาท (2) การบริหารจัดการสัญญาสัมปทานที่จะสิ้นสุด เพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้คงที่อย่างต่อเนื่อง อยู่ระหว่างการพิจารณาหาแนวทางบริหารจัดการแปลงดังกล่าวให้เหมาะสมภายในกรอบ ระยะเวลา 1 ปี (3) บริหารจัดการแหล่งก๊าซในอ่าวไทย ในระยะสั้นจะร่วมกับ ปตท. จัดทำแผนการลดปริมาณ Bypass Gas ที่โรงแยกก๊าซเพื่อช่วยยืดอายุแหล่งผลิตแหล่งในประเทศและใช้ประโยชน์ก๊าซจาก อ่าวไทยให้ได้ประโยชน์สูงสุด ส่วนในระยะยาวจะสนับสนุนการพัฒนาแหล่งขนาดเล็กมาก (Marginal Field) และสนับสนุนการเพิ่ม Recovery Rate และ (4) พิจารณาพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน3.3 การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ ได้แก่ (1) เพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายเพื่อสร้างการแข่งขันภายในประเทศ จากแนวโน้มต้องการนำเข้า LNG ถึง 24 ล้านตันต่อปี ในระยะ 20 ปีข้างหน้า ตามสถิติประเทศที่มีการนำเข้า LNG มากกว่า 3.5 ล้านตันต่อปี จะมีผู้นำเข้ามากกว่า 1 ราย เพื่อสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG จึงต้องมีกรอบกฎหมายและการบริหารจัดการเพื่อรองรับการแข่งขันที่จะเกิดขึ้น โดยมีประเด็นพิจารณาที่สำคัญ คือ ปรับกลไกราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับตลาดใหม่จาก Pool Price เป็น LNG Market Price (อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษาโดย สนพ./กกพ.) และกำหนดเงื่อนไข TPA สำหรับ LNG Terminal (2) เสริมสร้างความร่วมมือในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระดับ AEC ผ่านทาง ASCOPE รวมทั้งพิจารณาจัดตั้ง AEC LNG Buyer Club และ (3) จัดตั้งสำนัก LNG เพื่อสนับสนุน และดูแลความเสี่ยงการจัดหา รวมถึงการจัดสร้างฐานข้อมูล และเครื่องมือการวิเคราะห์ในระยะ 20 ปีข้างหน้า รวมทั้งแนวนโยบายส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในด้านการจัดหา LNG ส่งผลให้จำนวนผู้จัดหาและผู้จำหน่ายเพิ่มขึ้นในอนาคต จึงต้องมีแนวทางกำกับด้านการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ที่เหมาะสม3.4 มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA) โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่และอยู่ระหว่างก่อสร้างอยู่ในปัจจุบัน (รับ LNG สูงสุดไม่เกิน 10 ล้านตันต่อปี) สามารถรองรับการจัดหา ก๊าซธรรมชาติโดยเฉพาะการนำเข้า LNG ได้จนถึงปี 2565 เพื่อให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพียงพอต่อความต้องการใช้ในอนาคต จึงจำเป็นต้องมีการวางแผนการลงทุนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ทั้งระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG อย่างเหมาะสม
4. จากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ทั้ง 3 กรณี แสดงว่า การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง ในประเทศมีแนวโน้มลดลงเนื่องจากปริมาณสำรองมีจำกัด โดยจะเริ่มลดลงตั้งแต่ปี 2567 อัตราการจัดหา ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมามีแนวโน้มลดลงเช่นกัน คาดว่าเริ่มลดลงตั้งแต่ปี 2560 ส่งผลให้การจัดหา LNG นำเข้ามีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง คาดว่าจะอยู่ในช่วง 22 – 31 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนพลังงานของประเทศที่จะสูงขึ้น เนื่องจากโดยทั่วไปราคา LNG นำเข้า จะสูงกว่าราคา ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งในประเทศค่อนข้างมาก สำหรับแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ได้จัดทำ ใน 3 กรณี ซึ่งกรณีฐานเป็นกรณีที่ใช้อ้างอิงสำหรับวางแผนการดำเนินงานในส่วนอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องต่อไป ดังนั้น กระทรวงพลังงานจำเป็นต้องดำเนินการโครงการสำคัญๆ ได้แก่ การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินเพื่อกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า แผน AEDP และแผน EEP การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ การบริหารจัดการสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ ฯลฯ ให้สำเร็จ รวมถึงการวางแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา ก๊าซธรรมชาติและการนำเข้า LNG ในอนาคต
5. เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2558 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีความเห็นว่าเห็นควรสนับสนุนแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 – 2579) เนื่องจากครอบคลุมการจัดหา ก๊าซธรรมชาติที่เพียงพอต่อปริมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและสอดคล้อง กับ PDP 2015 และมีประเด็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) ควรมีการบริหารจัดการความเสี่ยงในการจัดหา LNG โดยการเร่งรัดการก่อสร้างสถานีเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ (สถานี LNG) และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 5 เพื่อให้สามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติตามแผน PDP 2015 ได้ทันตามกำหนด และลดความเสี่ยงอันอาจเกิดขึ้นจากกรณีต่างๆ ได้แก่ กรณีภาครัฐไม่สามารถบริหารจัดการสัมปทานที่กำลังจะหมดอายุในปี 2565 และ 2566 ได้อย่างเหมาะสม หรือกรณีเกิดการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน รวมทั้งกรณีการดำเนินงานไม่เป็นไปตามเป้าหมาย ทั้งจากแผน AEDP แผน EEP และการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศ (2) ควรมีการบริหารจัดการด้านผลกระทบด้านต้นทุนก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ จากการจัดหา LNG ที่เพิ่มมากขึ้นในอนาคต มีการกำกับดูแลด้านราคา LNG และให้มีหน่วยงานที่มีหน้าที่รับผิดชอบกำกับดูแลโดยตรง เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าจนเป็นภาระของผู้ใช้ไฟฟ้ามากเกินไป (3) ควรสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ ก๊าซธรรมชาติ โดยเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อโครงสร้างพื้นฐานของกิจการก๊าซ ธรรมชาติ ในส่วนสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างเต็มรูปแบบ ในการจัดทำแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 - 2579) ควรมีการบูรณาการทั้งในด้านความสามารถของระบบที่จะรองรับและกรอบระยะเวลาใน การจัดทำแผนทั้งสองฉบับให้มีความสอดคล้องกัน เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์ต่อประเทศในภาพรวม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป
2. เห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อม ต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจี (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรี และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทุก 3 เดือน
เรื่องที่ 4 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 ในเรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยเห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และเห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะ ที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และนำผลการศึกษาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. แผนระบบรับ-ส่งและโครงสร้างก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ประกอบด้วย โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Nature Gas Pipeline Network) และ โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) โดยได้มีการดำเนินการสรุปได้ ดังนี้
2.1 ปตท. ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี ในการลงทุนระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อการรองรับการส่งก๊าซฯให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ เงินลงทุน 3,400 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2560 (2) โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (อ่าวไทย) เงินลงทุน 5,700 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2562 และ(3) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซ วังน้อย-แก่งคอย เงินลงทุน 4,800 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 25622.2 คณะรัฐมนตรี อนุมัติในหลักการให้ ปตท. ดำเนินการศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมและปรับปรุงโครงการฯให้สอดคล้องกับความ ต้องการในระยะยาว ซึ่งมีผลการดำเนินการ ดังนี้ (1) โครงข่ายระบบ ท่อส่งก๊าซฯในระยะที่ 2 (ช่วงปี 2558 -2564) จำนวน 2 โครงการ มีการปรับลดขนาดท่อส่งก๊าซฯ ลง โดยสามารถลดการลงทุนลงได้ 7,000 ล้านบาท ทำให้วงเงินลงทุนเหลือ 110,100 ล้านบาท และกำหนดแล้วเสร็จ ปี 2564 คือ โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยัง ระบบท่อส่งก๊าซฯไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/พระนครใต้ ได้มีการลดขนาดท่อจาก 48 นิ้ว เหลือ 42 นิ้ว เงินลงทุนเหลือ 96,500 ล้านบาท และโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี ขนาดท่อ 30 นิ้ว เงินลงทุน 13,600 ล้านบาท (2) โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯในระยะที่ 3 (ช่วงปี 2564 -2570) จำนวน 2 โครงการ มีการเลื่อนเวลาดำเนินโครงการออกไป 6 – 10 ปี วงเงินการลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท คือ (1) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ(Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย เงินลงทุน 5,500 ล้านบาท เลื่อนกำหนดเวลาแล้วเสร็จจากปี 2564 เป็นปี 2574 และ(2) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) กลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซฯบนบกเส้นที่ 5 (Onshore #5 Midline Compressor) เงินลงทุน 6,500 ล้านบาท เลื่อนกำหนดเวลาแล้วเสร็จจากปี 2564 เป็นปี 2570 แต่เนื่องจาก กฟผ. ได้มีการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) สำหรับจัดส่งก๊าซฯ ให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าบางปะกง หากผลการศึกษาสามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ ปตท. อาจไม่มีความจำเป็นในการดำเนินโครงการในระยะที่ 3 เพื่อเพิ่มความดันในท่อก๊าซฯ และ (3) โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) จำนวน 2 โครงการ วงเงินการลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท คือ โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง เงินลงทุน 38,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 และโครงการ Floating Storage and Regasification Unit: FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา) เงินลงทุน 27,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 โดยให้ไปศึกษาในรายละเอียดเพิ่มเติม
3. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุน ในส่วนที่ 1 ระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ออกไป 6 - 10 ปี สำหรับโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะ ๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดย สนพ. ชธ. ร่วมกับ กกพ. ปตท. และ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคต อย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. อีกครั้ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการลงทุนในส่วนที่ 1 ระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564
2. เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ออกไป 6 - 10 ปี สำหรับโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะ ๆ
3. ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติ เหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ร่วมกับ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ไปศึกษาเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับแนวนโยบายที่จะให้มีการเปิดเสรีกิจการ LNG โดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 5 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 11,068 โครงการ รวมกำลังการผลิต ติดตั้ง 8,686 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น 3 ประเภท ได้แก่ (1) ประเภทที่โครงการขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) เรียบร้อยแล้ว 4,808 เมกะวัตต์ (2) ประเภทโครงการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างการดำเนินการ และ/หรือรอ COD รวม 2,933 เมกะวัตต์ และ (3) ประเภทที่โครงการได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ ลงนามในสัญญา 945 เมกะวัตต์
2. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) แบ่งเป็น (1) ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop (200 เมกะวัตต์) ปัจจุบันมีการ รับซื้อไฟฟ้าจำนวน 2 รอบ จากโครงการ Solar PV Rooftop รอบปี 2556 และรอบปี 2558 รวม 10,038 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง ประมาณ 173 เมกะวัตต์ และมีปริมาณคงเหลือโดยประมาณ 27 เมกะวัตต์ (2) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2556 โดยปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้ารวม 2,705 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 111 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโครงการที่ COD แล้ว 1,047 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างรอ COD 1,658 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 29 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด COD ภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ (3) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2558 (ประเภทบ้านอยู่อาศัย)ปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้ารวม 7,333 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 62 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างรอ COD 1,201 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 9 เมกะวัตต์ และโครงการที่ตอบรับซื้อแล้ว และยังไม่มาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 6,132 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 53 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มติ กพช. ได้กำหนดกรอบระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ของโครงการกลุ่มดังกล่าวภายในเดือนธันวาคม 2558
3. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับ ผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม รวมทั้งสิ้น 171 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 984 เมกะวัตต์ ปัจจุบันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 2 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 16 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD 168 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 967 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วและยังไม่ได้ลงนาม PPA 1 ราย กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 1 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จากการพิจารณาออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานต่างๆ พบว่ามีหลายโครงการประสบปัญหาเรื่องการประกาศ ผังเมืองรวม ทำให้ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าได้ภายหลังการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการคัดเลือกโดยการแข่งขันทาง ด้านราคา (Competitive Bidding) เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของกระทรวงพลังงาน ในปี 2559 - 2560 ไม่มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ Solar สำหรับหน่วยงานราชการฯ ในพื้นที่ภาคใต้ ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เรื่อง มาตรการพิเศษส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา กกพ. จึงเห็นควรเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลาโดยไม่ต้องรอให้การคัดเลือกโครงการ Solar สำหรับหน่วยงานราชการฯ แล้วเสร็จ ซึ่งหลังจากที่คัดเลือกเจ้าของโครงการ Solar สำหรับหน่วยงานราชการฯ แล้วเสร็จ จึงจะพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้า FiT Bidding ในพื้นที่อื่นๆ ในประเทศต่อไป ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ และชีวมวล ประมาณ 600 เมกะวัตต์ จะเปิดการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 2 ระยะ ดังนี้
4.1 ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา รับซื้อตามปริมาณกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 46 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และชีวมวลไม่เกิน 36 เมกะวัตต์ ในพิจารณารับซื้อจะดำเนินการแยกประเภทเชื้อเพลิงในการรับซื้อตามลำดับความ สำคัญของเชื้อเพลิงที่กระทรวงพลังงานกำหนดไว้ โดยจะรับข้อเสนอและคัดเลือกประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ให้แล้วเสร็จ แล้วจึงเปิดประกาศรับซื้อและคัดเลือกประเภทชีวมวล ดังนี้ (1) ประเภท ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เปิดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในช่วงวันที่ 19 – 22 ตุลาคม 2558 การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน เดือนกุมภาพันธ์ 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในปี 2560 และ (2) ประเภทชีวมวล เปิดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในช่วงวันที่ 30 พฤศจิกายน – 4 ธันวาคม 2558 การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน เดือนเมษายน 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในปี 25604.2 ระยะที่ 2 การรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่อื่นๆ ยกเว้น 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา กำหนดเป้าหมายการรับซื้อตามกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 554 เมกะวัตต์ โดยจะออกประกาศรับซื้อต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาท ต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. เห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการฯ จากสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ต่อมาเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. รับทราบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ ความเห็นชอบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป รวมทั้งเห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ของโครงการฯ ออกไปจากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์เป็นระยะๆ โดยกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ และให้ปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
2. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้เห็นชอบระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 14 มีนาคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบร่างประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรอง และคัดเลือก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และให้สำนักงาน กกพ. ไปปรับปรุงแก้ไขให้สอดคล้องกับ มติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 โดยได้กำหนดการรับซื้อเป็น 2 ระยะ ระยะที่ 1 กำหนดจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ไม่เกินวันที่ 30 กันยายน 2559 (กฟน. 200 เมกะวัตต์ กฟภ. 389 เมกะวัตต์ และกิจการไฟฟ้า สัมปทานกองทัพเรือ 11 เมกะวัตต์) และระยะที่ 2 กำหนด SCOD ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านทางเว็บไซต์และเอกสาร ระหว่างวันที่ 25 ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2558 และต่อมาประธาน กกพ. ได้ลงนามในระเบียบและประกาศฯ ทั้ง 2 ฉบับ เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2558 แต่ยังมิได้เผยแพร่เป็นการทั่วไปอย่างเป็นทางการ
3. กกพ. ได้ยกร่างหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรอง รับของระบบส่ง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และข้อมูลเป้าหมายการรับซื้อในแต่ละเชื้อเพลิงและพื้นที่ใช้ประโยชน์ ซึ่งได้รับจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และได้พิจารณาประเด็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ความสามารถของระบบส่งและการกระจายโอกาสให้ทั่วถึง โดยแบ่งการรับซื้อเป็นสองระยะ คือ ระยะที่ 1 พิจารณาตามศักยภาพของสายส่ง (Grid Capacity) ที่มีอยู่ ซึ่งในปี 2559 สายส่งในภาคตะวันออกเฉียงเหนือไม่สามารถรองรับการซื้อไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ได้ก่อสร้างสายส่งเพิ่มเติมแล้วเสร็จในปี 2561 จึงเปิดรับซื้อในระยะที่ 2 ได้ทุกพื้นที่ทั่วประเทศ โดยเฉพาะในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ สำหรับในเขตนครหลวง (กรุงเทพฯ นนทบุรี สมุทรปราการ) หากยังไม่สามารถรับซื้อได้เต็มตามเป้าหมายในระยะที่ 1 สามารถจัดสรรปริมาณรับซื้อส่วนที่เหลือไปยังส่วนภูมิภาคในระยะสองต่อไปได้ (2) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและการจัดสรรเชื้อเพลิง หากมีนโยบายเร่งดำเนินการรับซื้อให้ครบ 800 เมกะวัตต์ ในระยะเดียว จะส่งผลกระทบต่อศักยภาพของสายส่ง (Grid) เนื่องจากจะถูกจัดสรรให้พลังงานแสงอาทิตย์เป็นส่วนใหญ่ไม่สอดคล้องกับแผน พัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) มีการกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงต่างๆ ในแต่ละภาคไม่ทั่วถึง โดยเฉพาะภาคตะวันออกเฉียงเหนือจะไม่ได้รับจัดสรร รวมทั้งหากรับซื้อจากพลังงานแสงอาทิตย์ซึ่งเป็นแหล่งเชื้อเพลิงที่ไม่เสถียร ในปริมาณทั้งหมดในระยะเดียวจะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้า (3) ความจำเป็นในการจัดสรรสายส่งไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล และชีวภาพ โดย กพช. ได้กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าแบบ Competitive Bidding ตามศักยภาพของระบบส่งไฟฟ้า และมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ซึ่งจะต้องมีสายส่งรองรับตามแผนการรับซื้อไฟฟ้า อย่างไรก็ตามการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล ชีวภาพ ต้องใช้ระยะเวลานาน ผู้ประกอบการจึงจำเป็นต้องทราบเป้าหมายและระยะเวลาการรับซื้อล่วงหน้าทำให้ ต้องจัดสรรสายส่งให้โรงไฟฟ้าชีวมวล ชีวภาพดังกล่าวล่วงหน้า เพื่อให้ จ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดในปี 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ ขอให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานฯ ไปประกอบการดำเนินการ ที่เกี่ยวข้องต่อไป
กพช. ครั้งที 3 วันพฤหัสบดีที่ 13 สิงหาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2558 (ครั้งที่ 3)
วันพฤหัสบดีที่ 13 สิงหาคม 2558 เวลา 09.00 น.
1.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2557
3.รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4.แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
5.ขอเลื่อนวัน SCOD โครงการการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร
6.มาตรการพิเศษส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวล ขยะ และก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา
8.การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558
9.ข้อเสนอให้โครงการห้วยลำพันใหญ่ที่ สปป. ลาว เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด
10.ร่าง สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited
11.การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติด ตั้งบนพื้นดินสำหรับที่พักอาศัย และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าในระบบส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ดังนี้ (1) แบบติดตั้งบนพื้นดิน ให้รับซื้อไฟฟ้าครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าที่ได้ยื่นข้อเสนอไว้แล้ว 1,054 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย และ (2) แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ (ให้ครบ 100 เมกะวัตต์) อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และให้ขยายเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับ Solar PV Rooftop ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ เป็นภายในเดือนมิถุนายน 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่ง ขันด้านราคา (Competitive Bidding) จากเดิมภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 แต่สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 9,844 โครงการ รวมกำลังการผลิต ติดตั้ง 8,684 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น 3 ประเภท ได้แก่ (1) ประเภทที่โครงการขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) เรียบร้อยแล้ว 4,766เมกะวัตต์ (2) ประเภทโครงการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างการดำเนินการ และ/หรือรอ COD รวม 2,438 เมกะวัตต์ และ (3) ประเภทที่โครงการได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ลงนามในสัญญา 1,479 เมกะวัตต์
3. สำหรับความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์นั้น สามารถแบ่งเป็นโครงการต่าง ๆ ได้ 2 โครงการ ได้แก่ (1) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา หรือ Rooftop (รอบปี 2556 และปี 2558) ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้ารวม 8,811 ราย รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 167 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ (2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในระบบ Adder เดิม (ซึ่งไม่เป็นทางการมักเรียกว่า “โครงการโซลาร์-ล้างท่อ”) ปัจจุบันมีโครงการที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างการเร่งรัดก่อสร้างและรอ COD รวม 100 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 584 เมกะวัตต์ ในขณะที่มีโครงการอีกบางส่วนที่ยังอยู่ในขั้นตอนการตอบรับซื้อไฟฟ้า 71 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 399 เมกะวัตต์ โดยกระทรวงพลังงานคาดว่าทั้ง 171 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 983 เมกะวัตต์ จะสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนดการถึงภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558
4. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ด้วยวิธีการประมูลแข่งขัน (Competitive Bidding) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) พ.ศ. 2558 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2558 ต่อมา กกพ. ได้จัดทำหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการประมูลแข่ง ขัน โดยมีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นผ่านทางเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. ในช่วงวันที่ 26 มิถุนายนถึง 10 กรกฎาคม 2558 รวมทั้งได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นเฉพาะกลุ่ม (Focus Group) จากผู้มีส่วนได้เสียเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2558 ทั้งนี้จากการดำเนินการพบประเด็นปัญหาหลายประการ เช่น ข้อจำกัดของสายส่ง ปัญหาผังเมือง และการแย่งซื้อเชื้อเพลิงโดยเฉพาะชีวมวล ซึ่งกระทรวงพลังงานจะดำเนินการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว รวมถึงประเด็นโครงการค้างท่อต่างๆ ต่อไป รวมทั้ง ทำให้เกิดการเปลี่ยนผ่านจากระบบ FiT คงที่ไปสู่ระบบ FiT Bidding สำหรับโครงการประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2557
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำ งบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ในการประชุมเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2557 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558
2. ในปีงบประมาณ 2557 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 17,976,040 บาท แบ่งเป็น สนับสนุนเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 12,671,740 บาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 4,664,300 บาท และค่าใช้จ่ายบริหารงาน 640,000.00 บาท โดยเมื่อสิ้นปีงบประมาณ 2557 มีการเบิกจ่ายไปแล้ว 208,145.42 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน สำหรับหมวดรายจ่ายอื่นๆ เนื่องจากการอนุมัติคำขอรับการสนับสนุนปีงบประมาณ 2557 ล่าช้ากว่ากำหนด ดังนั้น ณ วันที่ 30 กันยายน 2557 จึงยังไม่มีการเบิกจ่าย
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2557 (1) งบแสดงฐานะการเงิน ปีงบประมาณ 2557 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ 449.351 ล้านบาท หนี้สินรวมของกองทุน 0.086 ล้านบาท และสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 449.264 ล้านบาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2557 รายได้รวมจากการดำเนินงาน 19.311 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายรวม 16.561 ล้านบาท และรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.749 ล้านบาท ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2557 กองทุนฯ มีสัดส่วนของรายได้ลดลง เนื่องจากรายได้ดอกเบี้ยลดลง และค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น เนื่องจากมีรายจ่ายผูกพันของปีงบประมาณ 2556 ที่นำมาเบิกจ่ายในปีงบประมาณ 2557 แต่ผลการดำเนินงานในภาพรวมยังคงมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 2,749,798.11 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว โดยปี 2554 - 2557 ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดหา LNG ได้เองด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และตั้งแต่ปี 2558 ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ และหากจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาประเภท 2% ซัลเฟอร์ (2%S) (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หากเป็นการจัดหาในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยทั้งหมดนี้ได้กำหนดให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะ ๆ ต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว 20 ปี กับ Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 รวมทั้ง เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดยให้ ปตท. จัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติฯ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยต้องไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว
3. การจัดหาและนำเข้า LNG ปี 2554 - 2557 เป็นไปตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติฯ ที่เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 0.5 1.0 2.4 และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ โดยตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ปตท. ได้จัดหาและนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.7 ล้านตัน (นำเข้าสูงกว่าแผน เนื่องจากมีอุบัติเหตุท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลรั่ว) 0.98 1.41 และ 1.34 ล้านตัน ตามลำดับ ซึ่งการรายงานการจัดหา LNG ในช่วงระยะเวลานี้ได้เคยรายงานให้ กพช. ทราบด้วยแล้ว (เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557)
4. ต่อมาในปี 2558 ปตท. เริ่มนำเข้า LNG แบบสัญญาระยะยาวเป็นเที่ยวเรือแรกจากบริษัท Qatargas ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาว ปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี แต่ก็ยังมีการนำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยคาดว่าจะมีปริมาณการนำเข้า LNG รวมในปี 2558 ประมาณ 2.60 ล้านตัน ดังนี้ (1) วันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการนำเข้า LNG ปริมาณ 1,319,094 ตัน รวม 16 เที่ยวเรือ จากสัญญาระยะยาว (Qatargas) 11 เที่ยวเรือ ปริมาณ 1,001,229 ตัน และจากสัญญาระยะสั้นและ/หรือ Spot จำนวน 5 เที่ยวเรือ ปริมาณ 317,866 ตัน และ (2) วันที่ 1 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2558) คาดว่าจะนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว 11 เที่ยวเรือ ประมาณ 990,128 ตัน และจะจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot 4 เที่ยวเรือ ประมาณ 273,189 ตัน โดยแผนการจัดหา Spot LNG อาจเปลี่ยนแปลงได้ตามความต้องการใช้ก๊าซในขณะนั้น ๆ
5. สำหรับในช่วงปี 2559 - 2561 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG ประมาณ 4.8 - 7.8 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ ปัจจุบันมีสัญญาระยะยาวจาก Qatargas เพียง 2 ล้านตันต่อปี ทำให้จำเป็นต้องจัดหาสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างขอความเห็นชอบจากภาครัฐเพื่อลงนามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม 2 ฉบับ จากบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ BP Singapore PTE. Limited รายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวม 2 ล้านตันต่อปี) เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ โดยบริษัท Shell และ BP จะเริ่มการส่งมอบในเดือนเมษายน 2559 ในปริมาณ 0.375 และ 0.315 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทำให้เมื่อรวมกับสัญญา Qatargas แล้วประเทศจะมีอุปทาน LNG จากสัญญาระยะยาวในปี 2559 รวมปริมาณ 2.69 ล้านตันต่อปี ซึ่งยังต่ำกว่าร้อยละ 70 ของความต้องการ LNG ทั้งหมดที่ประมาณการไว้ จึงยังต้องมีการจัดหา Spot LNG เพิ่มเติม และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป จะต้องดำเนินการให้เป็นไปตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยมีหลักเกณฑ์พิจารณาคัดเลือกผู้ขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ได้แก่ ราคาเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ ความมั่นคงในการจัดหา เงื่อนไขสัญญามีความยืดหยุ่น ความน่าเชื่อถือของคู่สัญญา ปริมาณที่เสนอขาย มีการกระจายความเสี่ยง ที่ตั้งแหล่ง LNG ระยะเวลาการขนส่ง และคุณภาพก๊าซฯ เป็นไปตามที่ผู้ซื้อต้องการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบถึงเหตุผลความจำเป็นของแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 ซึ่งเป็นแผนฉบับใหม่ที่ปรับปรุงให้มีความเข้มข้นขึ้น ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ตามที่กระทรวงพลังงานจัดทำตามนโยบายของรัฐบาล (นายกรัฐมนตรี นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานโดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล (นายกรัฐมนตรี นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) โดยปรับปีฐานจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศเมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่ มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งให้จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ด้วย
3. สำหรับการจัดทำแผน EEP 2015 ซึ่งเป็นแผนใหม่ ได้เริ่มต้นโดยการนำแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) มาทบทวน โดยในช่วงระยะสั้นถึงปานกลางมีการพยากรณ์ว่าราคาน้ำมันในตลาดโลกน่าจะอยู่ใน ระดับต่ำกว่า 50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ดังนั้นกระทรวงพลังงาน จึงยกระดับความเข้มข้นของการขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยได้ปรับปรุงแผนเดิม (2554 - 2573) ให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งเป็นไปตามที่ผู้นำกลุ่มความร่วมมือทางเศรษฐกิจเอเชีย-แปซิฟิก (APEC) ได้ประกาศเจตจำนงมีเป้าหมายร่วมกันที่จะลดอัตราส่วนของปริมาณพลังงานที่ใช้ ต่อผลของกิจกรรมหรือลดความเข้มการใช้พลังงานลงอย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 (ค.ศ. 2035) โดยมีสัดส่วนที่ประเทศไทยพึงจะมีส่วนร่วมได้ประมาณร้อยละ 26 - 30 ดังนี้
3.1 ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ ใช้ค่าประมาณการแนวโน้มของเศรษฐกิจ (GDP) จัดทำโดยสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) โดยมีอัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 3.94 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรในช่วงปี 2557 - 2579 ประมาณร้อยละ 0.03 ต่อปี จัดทำโดย สศช. และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2537 - 2556 และใช้ปี 2553 เป็นปีฐาน3.2 ปรับเป้าหมายลดการใช้พลังงาน ดังนี้ (1) ยกระดับความเข้มข้นในการลดดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงเป็นร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือลดการใช้พลังงานลง 56,142 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ ณ ปี 2579 (ตามค่าพยากรณ์อยู่ที่ระดับ 187,142 ktoe) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก และ (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น)3.3 ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน การจะบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงานลง ร้อยละ 30 ในปี 2579 เทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 ktoe นอกจากจะตระหนักถึงผลงานการอนุรักษ์พลังงานที่ผ่านมา ทำให้ EI ปี 2556 ลดจาก 15.28 เป็น 14.93 ktoeต่อพันล้านบาท คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมอยู่ 4,442 ktoe กระทรวงพลังงานได้เลือกเดินหน้าใน 10 มาตรการกับ 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ที่คาดว่าจะสามารถลดการใช้พลังงานได้เพิ่มเติมอีก 51,700 ktoe ดังนี้ ได้แก่ ขนส่ง (30,213 ktoe) อุตสาหกรรม (14,515 ktoe) อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ (4,819 ktoe) และอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย (2,153 ktoe)
4. ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ โดยนำมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานจากทั้งหมด 34 มาตรการ มาทบทวนคัดเลือกเฉพาะมาตรการเห็นผลเชิงประจักษ์โดยอ้างอิงจากผลสำเร็จของผล การดำเนินงานที่ผ่านมา จัดกลุ่มเป็น 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ได้แก่
4.1 กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) ได้แก่ (1) มาตรการบังคับใช้พระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2550 กำกับอาคาร/โรงงาน จำนวน 7,870 อาคาร และ 11,335 โรงงาน และอาจนำมาตรการชำระค่าธรรมเนียมพิเศษการใช้ไฟฟ้ามาบังคับใช้ จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 28 คิดเป็นไฟฟ้า 1,674 ktoe คิดเป็นความร้อน 3,482 ktoe (2) มาตรการกำหนดมาตรฐานการใช้พลังงานในอาคารใหม่ (Building Code) จำนวน 4,130 อาคาร โดยร่วมมือกับกระทรวงอุตสาหกรรมและมหาดไทย จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 36 ของความต้องการใช้พลังงานในอาคารใหม่ คิดเป็นไฟฟ้า 1,166 ktoe รวมทั้งมีมาตรการสนับสนุนเพื่อยกระดับอาคารที่ก่อสร้างใหม่ให้ได้ระดับการ ประเมินมาตรฐานอาคารเขียวในระดับสากล เช่น มาตรฐาน TREES หรือ LEED เป็นต้น (3) มาตรการกำหนดติดฉลากแสดงประสิทธิภาพการใช้พลังงานกับอุปกรณ์ไฟฟ้า 22 อุปกรณ์ และอุปกรณ์ความร้อน 8 อุปกรณ์ จะลดความต้องการใช้พลังงานในอุปกรณ์แต่ละประเภทได้ร้อยละ 6-35 คิดเป็นไฟฟ้า 2,025 ktoe คิดเป็นความร้อน 2,125 ktoe และ (4) มาตรการกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้ให้บริการด้านไฟฟ้าจะต้องช่วยให้ผู้ใช้บริการ หรือผู้ใช้ไฟฟ้าเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ไฟฟ้า Energy Efficiency Resource Standard (EERS) จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 0.3 โดยที่ไม่ลดผลผลิต คิดเป็นไฟฟ้า 500 ktoe4.2 กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) ได้แก่ (1) มาตรการช่วยเหลือ อุดหนุนด้านการเงิน เพื่อเร่งให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 10 – 30 คิดเป็นไฟฟ้า 1,285 ktoe คิดเป็นความร้อน 8,239 ktoe โดยมีรูปแบบการสนับสนุน เช่น ผ่านองค์กรหรือหน่วยงานที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับการพัฒนาโครงการอนุรักษ์ พลังงานแบบครบวงจร (Turnkey) การลงทุนและดำเนินการแทนเจ้าของกิจการ (Energy Service Company; ESCO) เป็นเงินลดภาระดอกเบี้ยเงินกู้ เช่น เงินกู้อัตราดอกเบี้ยต่ำ (Soft Loan) เงินทุนหมุนเวียน (Revolving funds) การร่วมทุน (Joint Venture) เป็นเงิน ให้เปล่า (Grant) เป็นต้น (2) มาตรการส่งเสริมการใช้แสงสว่างเพื่ออนุรักษ์พลังงาน โดยเปลี่ยนหลอดไฟฟ้า แสงสว่างในอาคารภาครัฐ 2 ล้านหลอด และทางสาธารณะ 3 ล้านหลอด เป็น Light Emitting Diode (LED) ลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 50 คิดเป็นไฟฟ้า 991 ktoe (3) มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง ส่งผลให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาพลังงานและเปลี่ยนลักษณะการใช้พลังงาน คิดเป็นพลังงานที่ลดลง 456 ktoe การปรับโครงสร้างภาษีสรรพสามิตรถยนต์ที่จัดเก็บตามปริมาณการปล่อยก๊าซ CO2 จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 27 คิดเป็น 13,731 ktoe การพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ จะช่วยลดการใช้น้ำมันได้ประมาณ 40 ล้านลิตรต่อปี หรือ 34 ktoe การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานการจราจรและขนส่งโดยเฉพาะการเปลี่ยนล้อเป็นราง ลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 78 คิดเป็น 9,745 ktoe ศึกษา วางแผน และดำเนินการรองรับการใช้ยานยนต์พลังงานไฟฟ้า จะลดความต้องการใช้พลังงานลง 1,123 ktoe ด้านวิศวกรรมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง เช่น การเปลี่ยนอุปกรณ์ การปรับปรุงรถ เป็นต้น ซึ่งจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 10 - 12 คิดเป็น 3,633 ktoe รวมทั้งการพัฒนาบุคลากรในการขับขี่เพื่อการประหยัดพลังงาน (ECO Driving) ซึ่งจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 25 คิดเป็น 1,491 ktoe และ (4) มาตรการส่งเสริมการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีอนุรักษ์พลังงาน การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และการกำหนดนโยบายและวางแผนพลังงาน4.3 กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) ได้แก่ มาตรการสนับสนุนการพัฒนาบุคลากร และสร้างกำลังคนด้านพลังงาน และ มาตรการสนับสนุนการรณรงค์ประชาสัมพันธ์สร้างจิตสำนึกใช้พลังงานอย่างรู้คุณ ค่า และเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้พลังงาน ซึ่งจะต้องมีการดำเนินการอย่างเข้มข้น จริงจัง และต่อเนื่อง
5. การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานในช่วงปี 2558 - 2579 รวมประมาณ 558,600 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 25,400 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 1,880 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 85 ล้านตัน เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสมประมาณ 8.5 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 386,000 ล้านบาทต่อปี ทั้งนี้ ภายใน 7 ปีแรก (ปี 2558 - 2564) จะเกิดการประหยัดพลังงานเทียบกับกรณีปกติ (BAU) รวม 54,280 ktoe เป็นด้านไฟฟ้า 5,408 ktoe (คิดเป็น 63,470 GWh) ด้านความร้อน 48,872 ktoe คิดเป็นมูลค่า 826,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 118,000 ล้านบาทต่อปี หลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 180 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 25 ล้านตัน และยังมีผลประโยชน์ทางอ้อมอื่นๆ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแผน EEP 2015 ใน 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คาดว่าจะเกิดการลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานจากทั้งภาครัฐและภาคเอกชน ประมาณ 2.4 ล้านล้านบาท โดยมี หน่วยงานขับเคลื่อนแผน EEP 2015 ประกอบด้วย หน่วยงาน ในสังกัดกระทรวงพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง กระทรวงมหาดไทย (กรมโยธาธิการและผังเมือง) กระทรวงอุตสาหกรรม (สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.)) กระทรวงคมนาคม ส่วนราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง รัฐวิสาหกิจ และองค์กรเอกชน (ด้านพลังงาน) ที่ไม่มุ่งค้าหากำไร เป็นต้น
6. กระทรวงพลังงานจัดทำแผน EEP 2015 โดยให้ความสำคัญกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วนเข้ามาร่วมโดยจัดสัมมนา รับฟังความคิดเห็นหลายครั้ง ดังนี้ (1) ตั้งแต่ช่วงเดือนสิงหาคมถึงกันยายน 2557 จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” ใน 4 ภูมิภาค ได้แก่ กรุงเทพมหานคร จังหวัดเชียงใหม่ จังหวัดขอนแก่น และจังหวัดสุราษฎร์ธานี (2) เดือนตุลาคมถึงธันวาคม 2557 จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เช่น สมาคมเครื่องปรับอากาศ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาอุตสาหกรรม แห่งประเทศไทย การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร สำนักงานพลังงานจังหวัด กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน เป็นต้น (3) ประชุมร่วมกับคณะอนุกรรมการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ไม่ต่ำกว่า 8 ครั้ง เพื่อชี้แจงรายละเอียดแนวคิดและหลักการจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงานที่จะ บูรณาการกับแผน PDP 2015 และร่วมนำเสนอแผนฯ ในงานสัมมนารับฟังความคิดเห็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2558 และ (4) ประชุมรับฟังความเห็นและ Focus Group อีกครั้งเมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2558 ที่ผ่านมา ซึ่งทุกฝ่ายที่เข้าร่วมประชุมได้ให้ความเห็นอย่างกว้างขวาง และเป็นส่วนสำคัญที่นำมาใช้ประกอบการจัดทำแผน EEP 2015 ในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนิน งานของแผน EEP 2015 นี้ด้วย เช่น แนวทางการประหยัดพลังงานแบบ ESCO สำหรับภาคราชการ ซึ่งมอบให้กระทรวงพลังงานและสำนักงบประมาณรับไปพิจารณาเพื่อให้ได้ข้อสรุป โดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ ติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย มีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือน ธันวาคม 2558 และให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดทำระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 และต่อมาคณะกรรมการบริหารฯ ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ กลั่นกรอง และคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและ สหกรณ์การเกษตร เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ โดยประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานคณะกรรมการข้าราชการพลเรือน รวมทั้งได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมเพื่อรับฟังความเห็นแบบ Focus Group รวม 4 ครั้ง จัดประชุมรับฟังความเห็นในภาพรวม 1 ครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารมาตรการฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ และให้นำส่งร่างหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการพิจารณาออกประกาศต่อไป
3. ร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร สรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดคุณสมบัติและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ แบ่งเป็น (1) กลุ่มหน่วยงานราชการ (ได้แก่ หน่วยงานราชการ มหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ องค์กรที่รัฐจัดตั้งขึ้น (แต่ทั้งนี้ไม่รวมองค์กรมหาชนและรัฐวิสาหกิจ) และองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น) โดยกำหนดให้หน่วยงานราชการต้องปฏิบัติตาม กฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง เช่น พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ กรณีมีเอกชน-ผู้สนับสนุนโครงการร่วมดำเนินโครงการและกำหนดให้พื้นที่โครงการ ต้องเป็นไปตามกฎหมายผังเมืองและกฎหมายอื่น ๆ ซึ่งจะไม่มีการยกเว้นเป็นกรณีพิเศษสำหรับโครงการนี้ และ (2) กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร ซึ่งได้แก่ สหกรณ์ประเภทสหกรณ์การเกษตร สหกรณ์ประมง และสหกรณ์นิคม จะต้องเป็นสหกรณ์ที่ผ่านการประเมินมาตรฐานคุณภาพในรอบปีที่ผ่านมาตามประกาศ ของกรมส่งเสริมสหกรณ์ เป็นต้น3.2 สำหรับรัฐวิสาหกิจและองค์การมหาชน เนื่องจากวัตถุประสงค์ของรัฐวิสาหกิจและองค์การมหาชนมีวัตถุประสงค์เฉพาะใน การจัดตั้งเพื่อดำเนินธุรกิจ โดยเฉพาะการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจเป็นผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในการซื้อขายไฟฟ้า จึงไม่ควรมีสิทธิในการเข้าร่วมโครงการฯ3.3 กำหนดให้มีการประกาศจุดเชื่อมต่อที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการได้ โดยประกาศของ กกพ. โดยจะประกาศเป็นเขตพื้นที่เพื่อให้ผู้ยื่นเสนอโครงการเลือกยื่นเสนอตามจุด เชื่อมต่อที่ประกาศ ทั้งนี้ คาดว่าจะดำเนินการภายหลังจากที่โครงการ FiT Bidding แล้วเสร็จ3.4 กำหนดการยื่นเข้าร่วมโครงการ เจ้าของโครงการต้องเป็นผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเองและต้องคัดเลือกผู้สนับสนุน โครงการมาพร้อมการยื่นใบสมัคร สำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ควรกำหนดให้เจ้าของโครงการฯ ที่เป็นสหกรณ์ภาคการเกษตรเข้าร่วมโครงการได้เพียง 1 โครงการ เพื่อเป็นการกระจายโครงการให้ทั่วถึงสหกรณ์ภาคการเกษตรทั่วประเทศ3.5 กำหนดจำนวนที่เจ้าของโครงการสามารถยื่นเข้าร่วมได้มากกว่า 1 โครงการ และในกรณีที่เจ้าของโครงการเป็นหน่วยงานราชการที่มีหลายส่วนงานและมีหลาย พื้นที่ดำเนินการกระจายในหลายจังหวัด สามารถเข้าร่วมโครงการได้ไม่เกิน 1 โครงการต่อ 1 ส่วนงานต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ (สำหรับหน่วยงานราชการให้พิจารณาส่วนงานภายใต้หน่วยงานราชการตามการแบ่งส่วน ราชการที่ปรากฏในกฎหมายหรือระเบียบว่าด้วยการแบ่งส่วนราชการนั้น) เพื่อให้เกิดการกระจายตัวของโครงการ ตัวอย่างเช่น ส่วนราชการที่มีหน่วยงานย่อยหลายส่วนงานอยู่ในพื้นที่บริเวณเดียวกัน จะเข้าร่วมโครงการได้ตามการแบ่งส่วนงานของส่วนราชการนั้น ๆ โดยแต่ละส่วนงานสามารถสมัครเข้าร่วมโครงการได้ไม่เกิน 1 โครงการต่อ 1 ส่วนงาน ต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ3.6 กำหนดคุณสมบัติขั้นต่ำของผู้สนับสนุนโครงการ พิจารณาจากความพร้อม 5 ด้าน ได้แก่ (1) เป็นนิติบุคคลประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชน ที่จดทะเบียนในประเทศไทย โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า (2) มีความพร้อมด้านเทคโนโลยี (3) มีความพร้อมด้านเงินลงทุน (4) เป็นบริษัทที่มีประสบการณ์หรือมีบุคลากรที่มีประสบการณ์ และ (5) เป็นผู้ที่ไม่อยู่ในบัญชีรายชื่อผู้ทิ้งงานของทางราชการ3.7 การกำหนดคุณสมบัติของผู้สนับสนุนโครงการฯ ควรทบทวนเรื่องข้อจำกัดไม่ให้มีผู้สนับสนุนโครงการฯ หลายโครงการมากเกินไป โดยอาจกำหนดให้ผู้สนับสนุนโครงการฯ ยื่นเสนอรวมกันได้ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (MWp) เพื่อให้เกิดการกระจายตัวและไม่เกิดการผูกขาด3.8 กำหนดวิธีคัดเลือกโครงการ กรณีมีผู้ยื่นเสนอโครงการมากเกินกว่าเป้าหมายการรับซื้อที่ 800 เมกะวัตต์ (MWp) โดยใช้วิธีการจับฉลากรวม (ไม่แบ่งเป้าหมายการรับซื้อระหว่างหน่วยราชการและสหกรณ์การเกษตร) โดยพิจารณาสายจำหน่ายและสายส่งไฟฟ้าในการรองรับโครงการ โดยพิจารณาตามลำดับดังนี้ (1) ไม่เกินศักยภาพและจำนวนโครงการที่รับได้ระดับ Feeder ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (2) ไม่เกินศักยภาพระดับหม้อแปลง (Transformer) และ (3) ไม่เกินศักยภาพระดับ Substation ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตามลำดับ จนเต็ม 800 เมกะวัตต์ (MWp) หากยังรับซื้อไม่ครบ 800 เมกะวัตต์ (MWp) หลักเกณฑ์ฯ พร้อมกำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการพิจารณาดำเนินการอย่างหนึ่งอย่างใดเพื่อรับซื้อให้ครบ 800 เมกะวัตต์ (MWp) หากมีโครงการเสนอปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าคง เหลือของเขตพื้นที่ กำหนดให้เจ้าของโครงการจะต้องแสดงความยินยอมที่จะลดปริมาณพลังไฟฟ้าลง โดยไม่เกินศักยภาพของระบบไฟฟ้าคงเหลือและไม่เกินปริมาณเป้าหมายการรับซื้อ ไฟฟ้าคงเหลือของเขตพื้นที่นั้น
4. การดำเนินโครงการให้เกิดประสิทธิผลในภาพรวมต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการ ได้แก่ การกำหนดพื้นที่รับซื้อตามศักยภาพสายส่งซึ่งต้องให้การรับซื้อไฟฟ้าในระบบ FiT Bidding แล้วเสร็จก่อน การให้เวลาหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรดำเนินการตามระเบียบ การจัดเตรียมเอกสาร การขออนุญาตใช้พื้นที่จากกรมธนารักษ์ การจัดหาผู้สนับสนุนโครงการ การพิจารณาข้อเสนอและการคัดเลือกโครงการ เป็นต้น ทั้งนี้ จากข้อมูลเบื้องต้นของ กฟผ. พบว่าสายส่งไฟฟ้าอาจไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการได้ทั้งหมดในปี 2560 – 2561 ดังนั้น จึงต้องแบ่งระยะเวลาการขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 สำหรับพื้นที่ทั่วประเทศที่มีศักยภาพสายส่งรองรับได้ และระยะที่ 2 ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่สายส่งไม่สามารถรองรับได้ในระยะที่ 1 โดยสรุปแผนการดำเนินงานได้ดังนี้ (1) กันยายน 2558 – มกราคม 2559 ประกาศหลักเกณฑ์และเตรียมข้อเสนอโครงการ (2) พฤศจิกายน 2558 ประกาศจุดเชื่อมต่อโครงการหรือประกาศ Zoning (3) กุมภาพันธ์ถึงมีนาคม 2559 ยื่นใบสมัครและปรับปรุงให้ข้อมูลครบถ้วน (4) เมษายนถึงพฤษภาคม 2559 พิจารณาข้อเสนอโครงการและคัดเลือกด้วยการจับฉลาก (5) มิถุนายนถึงกันยายน 2559 ทำสัญญาขายไฟฟ้า หรือ PPA กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (6) ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ระยะแรกสำหรับพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดสายส่ง และ (7) ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์หรือ SCOD ระยะที่ 2 สำหรับพื้นที่ที่สายส่งไม่สามารถรองรับได้ในระยะที่ 1
มติของที่ประชุม
1. รับทราบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ ความเห็นชอบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบการเลื่อนวันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์การเกษตรออกไป จากเดิมภายใน 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะ ๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบสายส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมาย ให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และ อำเภอนาทวี) โดยสนับสนุนส่วนเพิ่มพิเศษจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในพื้นที่ดังกล่าว ทั้งรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) และรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) แต่ปัจจุบันระบบสายส่งในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้มีข้อจำกัด ทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมได้ เนื่องจากบริเวณดังกล่าว มีโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รวมกำลังผลิต 1,638.1 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม จะนะชุดที่ 1 และ 2 (1,531 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าเขื่อนบางลาง (72 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 35.1 เมกะวัตต์ และที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบอีก 82.5 เมกะวัตต์ ในขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในบริเวณดังกล่าวในปี 2559 - 2561 มีค่าประมาณ 250 – 310 เมกะวัตต์ ทำให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เหลือจ่ายไหลผ่านระบบส่งไฟฟ้าขึ้นไปยังตอนบน ของภาคใต้ กฟผ. จึงจำเป็นต้องปฏิเสธการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดังกล่าว จำนวน 9 ราย (180.95 เมกะวัตต์) ได้แก่ โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะน้ำเสีย 1 ราย และโรงไฟฟ้าชีวมวล 8 ราย
2. ภาคเอกชนมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้พิจารณาส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวลในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) เพื่อให้เกิดการลงทุนที่ยั่งยืน การสร้างงานและกระจายรายได้ให้ชุมชน ซึ่งกระทรวงพลังงานได้มีหนังสือให้ข้อคิดเห็นนำเสนอ กกพ. เพื่อพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) ควรทดสอบระบบการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT-Bidding ในพื้นที่ที่มีความพร้อม เช่น ชีวมวลควรเปิดคัดเลือกในพื้นที่จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (จะนะ เทพา สะบ้าย้อย และนาทวี) ที่ไม่มีปัญหาการแย่งซื้อชีวมวล โดยมีแนวทางที่จะให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจากภาคเอกชนภายใต้รูป แบบ VSPP ได้ประมาณ 50 เมกะวัตต์ จากมาตรการพิเศษที่จะขอให้ กฟผ. ลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจะนะเป็นการชั่วคราว ซึ่งจะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ (2) ให้มีการเปิดคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (ของเสีย/น้ำเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) ในพื้นที่ที่มีความพร้อมภายใต้ระบบ FiT-Bidding ในพื้นที่ทั้งประเทศที่มีความสามารถของระบบสายส่งที่พร้อม ทั้งนี้ เพื่อให้การกำกับดูแลการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff สอดคล้องกับนโยบายเพิ่มเติมการรับซื้อไฟฟ้า เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2558 ต่อมา กกพ. จึงได้ออกประกาศเลื่อนการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP รวมทั้งหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธี การคัดเลือกโดยการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ของโครงการดังกล่าว จากเดิมที่ กพช. เห็นชอบให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 โดยเลื่อนการออกประกาศฯ และหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวออกไปก่อน ทั้งนี้ ส่วนหนึ่งเพื่อรอการพิจารณาของ กพช. เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ
3. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในการประชุม เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 ได้เห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการประสานงานเพื่อขับเคลื่อนพันธกิจด้าน พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยเห็นว่าควรเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลาเพิ่มเติม และให้ กฟผ. บริหารจัดการลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation) ลง 50 เมกะวัตต์ เป็นการชั่วคราว ซึ่งคาดว่าอาจจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า (Ft) ประมาณ 0.5 สตางค์ต่อหน่วย (เฉลี่ยประมาณ 977 ล้านบาทต่อปี) ประมาณ 3 ปี ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาแล้ว เห็นว่ามีความคุ้มค่าในการดำเนินการ เนื่องจากจะเกิดผลประโยชน์โดยรวมในการกระตุ้นเศรษฐกิจผ่านการลงทุนและสร้าง งานสร้างรายได้จากโรงไฟฟ้าประเภทชีวมวลและก๊าซชีวภาพแก่ประชาชน ควบคู่ไปกับการสนับสนุนการสร้างเศรษฐกิจที่เข้มแข็งขึ้น นำสู่สังคมที่มั่นคงในพื้นที่3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวล ขยะ และ ก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา และจังหวัดนราธิวาส) และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ในปริมาณกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding ยกเว้นเชื้อเพลิงขยะ) โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิง ชีวมวล กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 30 – 40 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 10 - 20 เมกะวัตต์ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation)
2. ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงประเภทขยะให้การรับซื้อไฟฟ้าสอดคล้อง และเป็นไปตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
3. เห็นชอบให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการดำเนินการตามข้อ 1 ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
4. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 ออกไปก่อน และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศรับข้อเสนอขอขาย ไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) ซึ่งครอบคลุมการดำเนินงานตามข้อ 1 ให้แล้วเสร็จโดยเร็วต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่เพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคงเพื่อรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ประมาณไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการ
2. วันที่ 22 เมษายน 2558 กระทรวงพาณิชย์มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มเพื่อใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ตามมติคณะอนุกรรมการเพื่อบริหารจัดการปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มด้านการตลาด ทั้งนี้ เพื่อเป็นหนึ่งในมาตรการที่จะช่วยระบายน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินออกจากตลาด ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงธันวาคม 2558 โดยจะขอให้ กฟผ. รับซื้อเพิ่มอีกประมาณ 15,000 ตัน ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2558 กฟผ. มีหนังสือถึงประธาน กกพ. ขอให้พิจารณาอนุญาตนำค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าจ่ายตามนโยบายของ รัฐในค่า Ft และเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2558 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่าการดำเนินการดังกล่าว จะทำให้สัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่สูงขึ้น เป็นร้อยละ 23 เกินกว่าที่ กพช. เคยมีมติอนุมัติไว้
3. สำหรับด้านการปฏิบัติงาน กฟผ. ได้ปรับปรุงอุปกรณ์ที่โรงไฟฟ้ากระบี่แล้วเสร็จเดือนเมษายน 2558 ทำให้มีความสามารถที่จะรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบจำนวน 15,000 ตันได้ ประกอบด้วยถังเก็บน้ำมันปาล์มดิบความจุ 1.5 ล้านลิตร จำนวน 1 ถัง และหัว Burner ให้สามารถเผาน้ำมันปาล์มได้ 18 ตันต่อชั่วโมง (เดิม 4 ตันต่อชั่วโมง) โดยหาก กฟผ. ปฏิบัติตามที่กระทรวงพลังงานประสานขอมา จะให้ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบในราคา 25 บาทต่อกิโลกรัม หรือมีค่าเทียบเท่ากับราคาน้ำมันเตาประมาณ 26.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาน้ำมันเตา ณ เดือนมีนาคม 2558 อยู่ที่ 12.97 บาทต่อลิตร กรณีนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่จำนวน 15,000 ตัน นอกจากจะทำให้สัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นเป็นร้อยละ 23 ยังทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 213 ล้านบาท หรือคิดเป็นค่า Ft เฉลี่ยประมาณ 0.19 สตางค์ต่อหน่วย
4. กฟผ. ได้เสนอให้ภาครัฐกำหนดเป็นนโยบายเพื่อให้สามารถนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมัน เตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดย ให้โรงไฟฟ้ากระบี่สามารถเดินเครื่องเพิ่มขึ้นและสามารถส่งผ่านต้นทุนการผลิต ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นไปยังค่าไฟฟ้าได้ รวมทั้ง ให้ยกเว้นการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) เฉพาะประเด็นเรื่องสัดส่วนการผสมน้ำมันปาล์มดิบมาเป็นเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้มีความเห็นว่าการนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรง ไฟฟ้ากระบี่จำนวน 15,000 ตัน จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.19 สตางค์ต่อหน่วย และหากผสมมากกว่า 15,000 ตัน จะต้องลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า จะนะ 2 ที่มีต้นทุนถูกกว่าลง โดยทุก 1,000 ตันของน้ำมันปาล์มดิบที่เพิ่มขึ้น จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นประมาณ 68 ล้านบาท หรือคิดเป็นค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 0.06 สตางค์ต่อหน่วย เป็นต้น
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบผสมน้ำมันเตาในสัดส่วนที่เหมาะสมเพื่อผลิตไฟฟ้า ของโรงไฟฟ้ากระบี่ไม่เกิน 15,000 ตันต่อปี โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ทั้งนี้ กฟผ. ควรดำเนินการเสนอขอเปลี่ยนแปลงลักษณะโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่ กรณีนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาต่อหน่วยงานอนุญาต ให้พิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณไม่เกิน 15,000 ตัน ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงธันวาคม 2558 โดยนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ใน สัดส่วนที่เหมาะสมแต่ไม่เกิน ร้อยละ 23 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์ม และให้ กฟผ. ดำเนินการโดยคำนึงถึงมาตรการที่กระทรวงพาณิชย์และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ จะได้ดำเนินการช่วยเหลือเกษตรกร สวนปาล์มที่มีปริมาณปาล์มล้นตลาดอยู่ 200,000 ตัน ทั้งนี้ โดยในส่วนของค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการที่ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมทดแทนน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อราคาไฟฟ้าเป็นสำคัญ
เรื่องที่ 8 การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 - 2558 โดยให้ประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และได้ปรับปรุงการอุดหนุน ค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นกลุ่มผู้มีรายได้น้อยจากเดิม 90 หน่วยต่อเดือน ลงเหลือ 50 หน่วยต่อเดือน ตามมติคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมิถุนายน 2555 เป็นต้นมา
2. สำนักงาน กกพ. ได้ทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในปี 2554 และปี 2556 และจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 โดยคำนึงถึงประมาณการฐานะการเงินของการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของภาครัฐและแนว โน้มเศรษฐกิจที่เปลี่ยนแปลงไป แนวทางการกำกับดูแลการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเป็นธรรมต่อผู้ใช้พลังงานและผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. เห็นควรนำเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 -2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อดำเนินการต่อไป
3. การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 โดย กกพ. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสังคม ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ และมีการส่งสัญญาณราคาให้ผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าไปใช้ ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ (Off-Peak)3.2 ประมาณการความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า ในระดับที่เพียงพอให้สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ภายใต้การกำกับดูแลค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ โดยคำนึงถึงความสามารถในการลงทุน และระดับผลกระทบต่อราคาไฟฟ้า3.3 กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน (Financial Criteria) ที่สอดคล้องกับสถานภาพของการไฟฟ้าที่ยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจพร้อมกับริเริ่ม การ กำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุนแยกตามประเภทของสินทรัพย์ที่มีลักษณะแตกต่างกัน ตามวัตถุประสงค์ของการดำเนินงาน เพื่อให้เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยกำหนดอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) มากกว่าหรือเท่ากับ 1.5 อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio น้อยกว่าหรือเท่ากับ 1.5 อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self-Financial Ratio: SFR) มากกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25 และอัตราผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) น้อยกว่าต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital: WACC) โดยแบ่งเป็น(1) เงินลงทุนปกติ กำหนด ROIC ในระดับที่ใกล้เคียงแต่ไม่สูงกว่า WACC โดยกิจการระบบผลิตไฟฟ้า (กฟผ.) อยู่ที่ร้อยละ 5.85 – 6.17 กิจการระบบส่งไฟฟ้า (กฟผ.) อยู่ที่ร้อยละ 5.51 – 5.80 และกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า (กฟน. และ กฟภ.) อยู่ที่ร้อยละ 4.70 – 4.73(2) เงินลงทุนโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ เช่น มีเงินลงทุนสูงกว่าเงินลงทุนปกติ กำหนด ROIC ในระดับที่ต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยกำหนดผลตอบแทนในระดับเท่ากับอัตราเงินกู้หลังหักภาษี และ(3) เงินลงทุนเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานที่ไม่เกี่ยวเนื่องกับกิจการไฟฟ้าโดยตรง ให้คิดเฉพาะค่าเสื่อมราคาในการคำนวณ ROIC โดยไม่มีการให้ผลตอบแทนเงินลงทุน นอกจากนี้ ให้พิจารณาผลตอบแทนเงินลงทุนต่อทรัพย์สินในรูปแบบของสินทรัพย์ที่มีการใช้ งานและเกิดประโยชน์ตามแนวทางเดียวกับการกำกับดูแลที่ดีในต่างประเทศ (Benchmarking) รวมทั้ง ตรวจสอบสินทรัพย์ที่ไม่มีการใช้ประโยชน์สำหรับการดำเนินงานระยะต่อไป3.4 ส่งเสริมให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าให้ดีขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง ได้แก่ การปรับปรุงค่ามาตรฐานความสูญเสียในระบบ (Loss Rate) การกำหนดอัตราการใช้ค่าความร้อน (Heat Rate) สำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการกำหนดกรอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ โดยนำค่าตัวประกอบการปรับปรุงประสิทธิภาพ (ค่า X-Factor) มาใช้สำหรับกิจการผลิตไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 1.1 กิจการระบบส่งและกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 1.63.5 กำหนดให้มีกลไกการกำหนดบทปรับและค่าเสียโอกาสของผู้ใช้ไฟฟ้าจากการดำเนินงาน ที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยกำหนดค่าเสียโอกาสทางการเงินของผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตราไม่น้อยกว่า MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย บวกสอง (MLR + 2) รวมทั้ง กำหนดกลไกการดูแลในกรณีที่ การไฟฟ้าสามารถลงทุนได้จริงสูงกว่าเงินที่ใช้ในการจัดทำโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้าร่วมด้วย ทั้งนี้ กกพ. จะพิจารณานำเงินลงทุนที่ต่ำกว่าแผนและค่าเสียโอกาสทางการเงินจากเงินลงทุน ที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้า ในปี 2554 - 2556 มาปรับลดค่าไฟฟ้าในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 (Claw Back) ประมาณ 3,220 ล้านบาท
4. แนวทางการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560
4.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้ กฟผ. มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนด โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ซึ่งมีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้4.2 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้ กฟน. และ กฟภ. มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนด โดยที่ (1) ยังให้คงนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็น อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ ให้แตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ที่สะท้อนถึงการส่งสัญญาณให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ กำหนดอัตราค่าบริการรายเดือนที่สะท้อนต้นทุนและมีมาตรฐานเดียวกันสำหรับ กฟน. และ กฟภ. รวมทั้งการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้ น้อยตามนโยบายของรัฐตามความจำเป็น เช่น นโยบายอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน เป็นต้น (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คำนึงถึงภาระค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้าในผลิต การจัดส่ง การจัดจำหน่าย และการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่สอดคล้องกับการประมาณการค่าไฟฟ้าตาม สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม 25584.3 ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่าไฟฟ้าผันแปร หรือค่า Ft) (1) ปรับ ค่า Ft ทุก 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า (2) ให้มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยกำหนดมาตรฐานอัตราการใช้ ความร้อน (Heat Rate) สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. การกำกับดูแลแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ในการส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในการส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ประกอบด้วย การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบายของรัฐ เงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามมาตรการ Demand Response เพื่อส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า4.4 ให้มีกลไกการกำกับดูแลการปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าและการ กำกับดูแลการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดค่าปรับกรณีไม่จัดส่งข้อมูลภายในระยะเวลาที่กำหนดในอัตรา 1 แสนบาทต่อวัน เพื่อนำไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft4.5 ให้มีการพัฒนาระบบฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
5. การทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน มีข้อเสนอการทบทวนดังนี้ (1) ปัญหาการจ่ายภาษีมูลค่าเพิ่มที่ซ้ำซ้อนในทางปฏิบัติ เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มดังกล่าวได้รับภาระภาษีมูลค่าเพิ่มแทนผู้ใช้ไฟฟ้า บ้านอยู่อาศัยแล้ว แต่ยังมีการเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัย เพื่อนำส่งกรมสรรพากรตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือน กรกฎาคม 2554 ถึงเดือนพฤษภาคม 2558 เป็นเงินรวมประมาณ 1,457 ล้านบาท และ (2) ภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องเป็นประมาณ 3,784 – 4,250 ล้านบาทต่อปี ทำให้ต้องปรับอัตราอุดหนุนค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปัจจุบัน 2.65 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 3.44 สตางค์ต่อหน่วย ในปี 2558 - 2560 ดังนั้น จึงควรทบทวนมาตรการดังกล่าว ให้มุ่งเน้นดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อยที่แท้จริงตั้งแต่ค่าไฟฟ้าเดือน มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยมีเงื่อนไขว่าผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีต้องไม่เป็นนิติบุคคล (เพื่อปรับลดบ้านอยู่อาศัยของโครงการบ้านจัดสรร/องค์กร ประมาณ 2 แสนราย คิดเป็นเงินประมาณ 110 ล้านบาทต่อปี) มีการติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลา ไม่น้อยกว่า 3 เดือน ซึ่งคาดว่าจะมีผู้ใช้ไฟฟ้าลดลงประมาณ 0.94 ล้านราย จาก 4.4 ล้านรายในปัจจุบัน คิดเป็นเงินที่ลดลงได้ประมาณ 1,400 ล้านบาทต่อปี หรือคิดเป็นเงินที่ลดลงได้ประมาณร้อยละ 38
6. ข้อเสนอของ กกพ.
6.1 ปัจจุบันสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 – 2563 ซึ่งหลังจากนโยบายดังกลก่าวได้รับความเห็นชอบจาก กพช. สำนักงาน กกพ. ต้องใช้ระยะเวลาศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมทั้งรับฟังความเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง เป็นระยะเวลา 1 - 2 ปี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในระยะ สั้นระหว่างปี 2558 - 2560 ภายใต้กรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 - 2558 เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2558 ไปพลางก่อน และเมื่อ กพช. เห็นชอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 แล้ว กกพ. จะทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฯ ใหม่ เพื่อประกาศใช้สำหรับปี 2561 ต่อไป และ6.2 ขอให้ทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้ น้อย โดยขอยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป โดยให้ กกพ. ประสานกับกรมสรรพากรเพื่อดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และพิจารณาแนวทางแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมาเพื่อมิให้เป็นภาระกับ ผู้ใช้ไฟฟ้า รวมทั้งขอความเห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มี รายได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน
7. จากหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน ในส่วนของการกำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุนในประเภทที่ 2 สำหรับโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ ที่มีความสำคัญกับประเทศ และมีความจำเป็นต้องดำเนินงาน หรือเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐ เห็นควรมีการพิจารณาระดับผลตอบแทนการลงทุนเป็นรายโครงการ ว่าควรกำหนด ROIC ในระดับเดียวกับเงินลงทุนปกติ หรือต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยมี กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันพิจารณา (2) ค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ควรเพิ่มเติมในส่วนของค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ เช่น การส่งเสริมการลงทุนในโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา และการให้ กฟผ. เพิ่มสัดส่วนการรับน้ำมันปาล์มดิบมาผสมเพิ่มเติมที่จังหวัดกระบี่ เป็นต้น (3) เนื่องจากนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 คาดว่าจะแล้วเสร็จภายใน ปี 2558 เห็นควรให้ กกพ. ทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับนโยบายโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 และ (4) สำนักงาน กกพ. ควรเร่งดำเนินการตามกรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 – 2558 ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ดังนี้ โดยการกำหนดบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าซึ่งไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะ สมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มี ความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และดำเนินการปรับให้เสร็จสิ้นภายในปี 2558 และการประกาศอัตราค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการ พลังงานตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยนำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปเร่งดำเนินการและใช้เป็นหลักเกณฑ์ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อ ประกาศใช้ภายในปี 2558 ต่อไป ดังนี้
(1) การกำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน ในส่วนของการกำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุน ในประเภทที่ 2 เงินลงทุนโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ ซึ่งมีมูลค่าเงินลงทุนสูงกว่าเงินลงทุนปกติที่มีความสำคัญกับประเทศ และมีความจำเป็นต้องดำเนินงาน หรือเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐ เห็นควรมีการพิจารณาระดับผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นรายโครงการ ว่าควรกำหนด ROIC ในระดับเดียวกับเงินลงทุนปกติ หรือต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยมี กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่นสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันพิจารณา(2) ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่าไฟฟ้าผันแปรหรือค่า Ft) ควรเพิ่มเติมในส่วนของค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในการส่งผ่านค่าไฟฟ้าตาม สูตร Ft เช่น การส่งเสริมการลงทุน ในโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา และการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเพิ่มสัดส่วนการรับน้ำมันปาล์มดิบมา ผสมที่โรงไฟฟ้ากระบี่ เป็นต้น(3) มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. เร่งรัดดำเนินการตามกรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 – 2558 เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ดังนี้(3.1) การกำหนดบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าซึ่งไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน ที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และดำเนินการปรับให้เสร็จสิ้นภายในปี 2558(3.2) การประกาศอัตราค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2. เนื่องจากปัจจุบัน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปลายปี 2558 ดังนั้น จึงเห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับ นโยบายโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 ต่อไป
3. เห็นชอบการทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ดังนี้
(1) เห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป และมอบหมายให้ กกพ. ประสานงานร่วมกับกรมสรรพากร ในการดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ รวมทั้งพิจารณาแนวทางแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมา เพื่อมิให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป(2) เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีราย ได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีจะต้อง ไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน ถึงจะเข้าข่ายที่จะได้รับการอุดหนุน
เรื่องที่ 9 ข้อเสนอให้โครงการห้วยลำพันใหญ่ที่ สปป. ลาว เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เริ่มมีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันมาตั้งแต่ปี 2517 โดยเป็นการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างกัน ซึ่ง ฟฟล. จะขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ให้กับไทย และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ปัจจุบัน กฟผ. กับ ฟฟล. มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐที่มีทั้ง ซื้อ-ขายและแลกเปลี่ยนกัน 2 สัญญา คือ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 (2) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี โดยลงนามในสัญญาฯ วันที่ 30 เมษายน 2544 และสิ้นสุดอายุสัญญาวันที่ 30 เมษายน 2560 ต่อมาได้มีการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมอีก 4 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เพื่อใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในช่วงวันที่ 1 พฤษภาคม 2548 ถึง 30 เมษายน 2556 โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 (2) เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2552 เพื่อให้ ฟฟล. สามารถนำพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขายให้ กฟผ. มากกว่าซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก กฟผ. ภายใต้สัญญาฯ เซเสด (ตั้งแต่ปีสัญญา 2554 จนสิ้นสุดสัญญา) มาใช้คืนพลังงานไฟฟ้าให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาฯ น้ำงึม 1 ได้ (3) เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2552 เพื่อให้ ฟฟล. สามารถส่งไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด 2 ให้ กฟผ. ผ่านจุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) ได้ โดยให้ถือว่าเป็นพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายผ่านสัญญาฯ เซเสด และ (4) เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2556 เพื่อขยายอายุสัญญาฯ เซเสดออกไปอีก 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 ถึง 30 เมษายน 2560) และเพื่อปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือนใหม่ให้เป็นอัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2556 สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนอัตราขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ตั้งแต่ปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป
3. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2555 สปป. ลาว มีหนังสือถึงประธานคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเสนอขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจากโครงการห้วยลำพัน ใหญ่ขนาด 88 เมกะวัตต์ ผ่านสัญญาฯ เซเสด โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขเดียวกับสัญญาฯ เซเสด โดยโครงการห้วยลำพันใหญ่ ตั้งอยู่ที่แขวงเซกอง สปป. ลาว เป็นเขื่อนประเภทมี อ่างเก็บน้ำ กำลังการผลิต 88 เมกะวัตต์ การผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 480 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) ปี 2558
4. เมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2557 ฟฟล. มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าจากโครงการ ห้วยลำพันใหญ่ ขนาด 88 เมกะวัตต์ ผ่านสัญญาฯ เซเสด โดยได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งจนเห็นชอบร่วมกันให้ผนวกโครงการห้วยลำพัน ใหญ่เข้าเป็นส่วนหนึ่งของสัญญาฯ โครงการเซเสด โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขเดียวกับสัญญาฯ เซเสด และได้ร่วมกันจัดทำร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 สรุปส่วนที่จะแก้ไข ดังนี้ (1) การเพิ่มชื่อโครงการห้วยลำพันใหญ่เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการ เซเสด และ (2) การเพิ่มวิธีปฏิบัติทางด้านเทคนิคที่มีผลมาจากการเปลี่ยนแปลง ปรับปรุง เพิ่มเติมระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานไฟฟ้าจากโครงการห้วยลำพันใหญ่ ต่อมาเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2557 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 ทั้งนี้ ในการเพิ่มวิธีปฏิบัติทางเทคนิค เนื่องจากจุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) มีข้อจำกัดที่สามารถรองรับปริมาณพลังไฟฟ้าได้ไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ จึงต้องปรับปรุงระบบส่งใหม่เพื่อให้สามารถรองรับโครงการห้วยลำพันใหญ่ได้ และช่วงระหว่างที่การปรับปรุงระบบส่งยังไม่แล้วเสร็จ จะให้มีแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าใน สปป. ลาว และใช้ Load Shedding Scheme เพื่อควบคุมกำลังไฟฟ้าที่ไหลผ่านสายส่ง 115 เควี สิรินธร – บังเยาะ ไม่ให้เกิน 100 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 และให้การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 ต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี ในการประชุมวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบให้บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบให้ ลงนามสัญญาซื้อขาย LNG (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) จากนั้นรายงานให้คณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 (ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3) (PDP 2010 Rev.3) โดยเพิ่มเติมหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยให้การจัดหา LNG หลังปี 2558 ต้องจัดหา LNG ส่วนใหญ่ด้วยสัญญาระยะยาว รวมทั้งเห็นชอบสัญญาซื้อ LNG ระยะยาว เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited (Qatargas) ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี โดยเริ่มส่งมอบ LNG ตั้งแต่เดือนมกราคม 2558
2. ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 Rev.3 ในปี 2558 มีความต้องการ LNG ในปริมาณถึง 5.3 ล้านตันต่อปี ปตท. จึงจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมจากสัญญา Qatargas โดยที่ประชุมคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2556 มีมติเห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม จากบริษัท Shell และ BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวม 2 ล้านตันต่อปี) ลงนามสัญญา Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ non-binding กับบริษัท Shell และ BP ในวันที่ 10 พฤษภาคม 2556 ซึ่งได้แจ้งให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบด้วยแล้ว
3. ปตท. ได้เริ่มเจรจาสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 แต่เนื่องจากความต้องการ LNG ปรับลดลงจากที่คาดไว้จากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวฯ โดยมีความต้องการ LNG ในปี 2558 เพียง 2.6 ล้านตันต่อปี (เดิมคาดไว้ 5.3 ล้านตันต่อปี) ทำให้ ปตท. ต้องเลื่อนการ ส่งมอบ LNG จากบริษัท Shell และ BP จากปี 2558 เป็นปี 2559 และจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลาย ปี 2557 เป็นต้นมา ปตท. จึงได้เจรจากับ Shell และ BP เพื่อขอปรับลดราคาลงให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ต่อมาในวันที่ 26 มิถุนายน 2558 คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เห็นชอบการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากบริษัท Shell และ BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี) ตั้งแต่ปี 2559 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2558 ได้นำ LNG SPA ทั้ง 2 ฉบับ เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบในการลงนาม LNG SPA โดยสัญญา LNG จำนวน 2 ฉบับ สรุปได้ดังนี้
3.1 สัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell ผู้ขายคือ Shell Eastern Trading (PTE) LTD ปริมาณซื้อขาย 0.5 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน 2559 (Ramp up) และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป ในปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2559 (ปีสัญญาเมษายนถึงมีนาคม) อายุสัญญา 15 ปี (ขยายเวลาได้ 5 ปี กรณีคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) แหล่งที่มาของ LNG จาก SHELL’s Portfolio ได้แก่ โครงการ Gorgon LNG ในออสเตรเลีย โครงการ Nigeria LNG โครงการ Sakhalin II LNG ในรัสเซีย และโครงการ Elba LNG ในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น3.2 สัญญา LNG SPA กับบริษัท BP ผู้ขายคือ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ปริมาณซื้อขาย 0.317 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน 2559 (ช่วง Ramp up) และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไปในปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2559 (ปีสัญญามกราคมถึงธันวาคม) อายุสัญญา 20 ปี (ขยายเวลาได้ 5 ปี กรณีคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) แหล่งที่มาของ LNG จาก BP’s Portfolio โดยมีแหล่งที่มาหลักในช่วงปี 2559 - 2563 จากโครงการ Trinidad and Tobago LNG และตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไปจากโครงการ Freeport LNG ในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
4. กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) และจากนโยบายปรับลดสัดส่วนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ทำให้ความต้องการ LNG ในปี 2558 ลดลงอยู่ที่ประมาณ 2.6 ล้านตันต่อปี (จากเดิมคาดไว้ประมาณ 5.3 ล้านตันต่อปี) และจะเพิ่มขึ้นเกิน 10 ล้านตันต่อปี ในปี 2565 และจากการวิเคราะห์สถานการณ์ LNG ตลาดโลกพบว่า ตั้งแต่ปี 2558 - 2561 ตลาด LNG จะมีอุปทานสูงกว่าความต้องการ เนื่องจากจะมี LNG ผลิตจากโครงการใหม่ๆ เข้าสู่ตลาดเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในขณะที่ความต้องการ LNG ลดลง ประกอบกับราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงอยู่ในระดับ 50 - 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงสามารถสรุปได้ว่าในช่วงปี 2558 - 2561 เป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเจรจาจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว เนื่องจากผู้ซื้อมีอำนาจในการเจรจาต่อรอง อีกทั้งการจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว จะสามารถเพิ่มศักยภาพด้านความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศด้านการจัดหา LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ
5. ปตท. มีความเห็นดังนี้ (1) บริษัท Shell และ BP เป็นหนึ่งใน Portfolio Suppliers ที่มีศักยภาพ และมีความน่าเชื่อถือ โดยล่าสุดบริษัท Shell ได้เข้าซื้อบริษัท BG ซึ่งจะทำให้บริษัท Shell เป็นผู้ค้า LNG รายใหญ่ในอนาคต และ (2) ราคาที่ ปตท. สามารถต่อรองได้จากบริษัท Shell และ BP ถือเป็นข้อเสนอที่ดี เป็นสูตรราคา Hybrid โดยมีสูตรราคาแบบลอยตัวทั้ง 100% โดยสัดส่วนที่เป็น Oil Link 50% และ Henry Hub Link 50% ทำให้ ปตท.สามารถจัด LNG ที่อิงราคา Henry Hub ไม่ต้องรับความเสี่ยงที่กับโครงการในสหรัฐอเมริกา ทั้งนี้ ปตท. มีสัญญากับ Qatargas ซึ่งอิงราคาน้ำมัน JCC (Japanese Crude Cocktail) 100% แล้ว การที่ ปตท. ซื้อ LNG ในสูตรราคา Hybrid จะทำให้มีราคาที่อิงกับ Henry Hub Index เข้ามาใน Portfolio ประมาณ 25% เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงด้านดัชนีราคา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ใช้เงื่อนไขการระงับ ข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 11 การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อดำเนินการโดยเอกชน 2 ราย ได้แก่ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) มีท่อขนส่งน้ำมันจากระยองมายังศรีราชา ไปลำลูกกา สิ้นสุดที่สระบุรี และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) มีท่อจากโรงกลั่นบางจากและคลังน้ำมันช่องนนทรี มายังดอนเมืองไปสิ้นสุด ที่บางปะอิน และทั้งสองบริษัทจัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2533 และมีท่อส่งน้ำมันอากาศยานให้สนามบินดอนเมืองและสนามบินสุวรรณภูมิ
2. ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือใช้การขนส่ง ทางรถขนส่งน้ำมันเป็นหลัก ถึงแม้ว่าจะได้เปรียบในด้านการเข้าถึง (Accessibility) มีความสะดวกและความยืดหยุ่นในการขนส่ง แต่หากขนส่งน้ำมันในสัดส่วนที่สูงมากกว่านี้ ก็อาจก่อให้เกิดปัญหาด้านจราจรติดขัดบนถนน ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางรถขนส่งมีการจำกัดช่วงเวลาการวิ่งและกำหนดเขต พื้นที่ห้ามรถขนส่งน้ำมันวิ่งในเขตเมืองหลัก ทำให้การรับ-จ่ายน้ำมันของคลังน้ำมัน และการขนส่งน้ำมันให้สถานีบริการน้ำมันและลูกค้าทำได้ในช่วงเวลาจำกัด นอกจากนี้ยังอาจก่อให้เกิดปัญหาด้านการเกิดอุบัติเหตุซึ่งจะส่งผลกระทบในวง กว้างต่อประชาชน สังคม และสิ่งแวดล้อม
3. กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ศึกษาแนวทางการส่งเสริมให้มีการต่อขยายระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาค เหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมันของประเทศ รองรับการขยายตัวด้านการใช้น้ำมันของภูมิภาคดังกล่าว และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย โดยที่ผ่านมาได้ศึกษาเกี่ยวกับแนวทางดังกล่าว จำนวน 4 ครั้ง ดังนี้
3.1 ครั้งที่ 1 (ปี 2547) ได้ดำเนินงานโครงการจัดทำแผนแม่บทโครงสร้างพื้นฐานการขนส่งและการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผลการศึกษาพบว่า โครงสร้างของระบบขนส่งน้ำมันทางท่อยังขาดการเชื่อมโยงไปภาคเหนือและภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ ดังนั้น ควรต่อขยายท่อเชื่อมโยงให้ครอบคลุมการขนส่งในภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียง เหนือซึ่งมีศักยภาพและความคุ้มค่าเพียงพอที่จะลงทุนในการก่อสร้างระบบท่อขน ส่งน้ำมัน โดยควรขยายท่อส่งน้ำมันจากสระบุรีไปจังหวัดลำปางและจังหวัดขอนแก่น ตามลำดับ ส่วนภาคใต้ที่มีลักษณะภูมิประเทศที่การขนส่งทางทะเลเข้าถึงได้ง่าย การขนส่งน้ำมันทางเรือบรรทุกน้ำมันน่าจะมีประสิทธิภาพดีกว่า3.2 ครั้งที่ 2 (ปี 2552) ได้ดำเนินงานโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ โดยศึกษารายละเอียดของการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นฐานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น ข้อมูลโรงกลั่นและคลังน้ำมันทั่วประเทศ ข้อมูลประชากร สภาพชุมชนรอบโรงกลั่นและคลังน้ำมัน ระบบการรับและจ่ายน้ำมัน ข้อมูลการนำเข้า ส่งออก การแลกเปลี่ยนน้ำมัน ศึกษาและวิเคราะห์ความต้องการการใช้น้ำมันหลัก 4 ชนิด ได้แก่ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล น้ำมันเครื่องบิน (รวมน้ำมันก๊าด) และน้ำมันเตา ในแต่ละพื้นที่ทั่วประเทศ การเพิ่มประสิทธิภาพระบบการขนส่งทางท่อ ทางราง ทางรถยนต์ และทางเรือ ให้มีประสิทธิภาพสูงสุด กำหนดแนวทาง มาตรการ รูปแบบการขนส่ง การออกแบบระบบขนส่งน้ำมัน ระบบการรับ-จ่ายน้ำมัน พร้อมทั้งศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมเบื้องต้น (IEE) ผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) และด้านอื่นๆ3.3 ครั้งที่ 3 (ปี 2555) ได้ดำเนินงานโครงการหาแนวทางการลงทุนเพื่อจัดสร้างท่อขนส่งน้ำมัน ซึ่งสรุปผลการศึกษาได้ดังนี้ (1) รูปแบบของระบบท่อส่งและคลังน้ำมันในปัจจุบันและส่วนต่อขยายควรเป็นระบบเดียว กัน (Integrated System) และรูปแบบของการบริหารระบบ ควรเป็นรูปแบบที่มีผู้บริหารเดียวกัน และเปิดเสรีในการใช้บริการท่อขนส่งน้ำมัน (2) แผนการลงทุนท่อขนส่งน้ำมันส่วนต่อขยายในระยะแรก ควรสร้างส่วน ต่อขยายไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ คือ จากคลังสระบุรีไปยังโคราชและขอนแก่น และไปยังภาคเหนือ คือ จากคลังสระบุรีไปยังพิษณุโลก และระยะที่สองจากพิษณุโลกไปยังลำปาง (3) โครงการมีผลตอบแทนการลงทุน ไม่จูงใจให้เอกชนลงทุน ดังนั้น กองทุนรวมโครงสร้างพื้นฐานจึงเป็นเครื่องมือการลงทุนที่มีต้นทุนต่ำ โดยผ่านกลไกของตลาดหลักทรัพย์ และมีประชาชนเป็นผู้ถือหน่วยลงทุน และ (4) หากโครงการได้รับความช่วยเหลือด้านการเงินและการจัดหาเงินกู้จากกองทุนของ รัฐที่มีเงื่อนไขผ่อนปรน เพื่อลดภาระทางการเงินให้สามารถชำระดอกเบี้ยและเงินต้นได้ภายในระยะเวลา โครงการ จะทำให้รัฐสามารถกำหนดนโยบายราคาน้ำมัน ณ คลังศูนย์จ่ายตามแนวท่อส่งน้ำมันทั่วประเทศ (Levelized Tariff) ได้3.4 ครั้งที่ 4 (ปี 2557) ได้ดำเนินงานโครงการการประเมินผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพื่อจัดสร้างท่อขนส่ง น้ำมันจากจังหวัดระยองไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยศึกษาสำรวจรายละเอียดเส้นทางแนวท่อที่เหมาะสม การออกแบบระบบท่อน้ำมันและคลังน้ำมันเบื้องต้น การจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นในบริเวณพื้นที่ ศึกษาของโครงการเส้นทางแนวท่อ ซึ่งผลการศึกษาได้ข้อสรุปดังนี้ (1) สายภาคตะวันออก เริ่มต้นจากโรงกลั่นในจังหวัดระยอง ผ่านจังหวัดชลบุรี โดยมีจุดรับน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมันในอำเภอศรีราชา ผ่านจังหวัดฉะเชิงเทราโดยเป็นจุดตั้งคลังน้ำมันเพื่อรองรับการใช้น้ำมัน ของกรุงเทพฯ และปริมณฑล ผ่านจังหวัดนครนายกมาสิ้นสุดที่จังหวัดสระบุรีและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวมประมาณ 315.95 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 25,152 ล้านบาท (2) สายภาคเหนือ เริ่มต้นจากคลังน้ำมันจังหวัดสระบุรี ผ่านจังหวัดลพบุรี สิงห์บุรี ชัยนาท นครสวรรค์ กำแพงเพชร (จุดตั้งคลังน้ำมัน) ผ่านจังหวัดตากมาสิ้นสุดที่จังหวัดลำปางและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวมประมาณ 410.40 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 21,696 ล้านบาท และ (3) สายภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เริ่มต้นจากคลังน้ำมันจังหวัดสระบุรีผ่านจังหวัดนครราชสีมา (จุดตั้งคลังน้ำมัน) มาสิ้นสุดที่จังหวัดขอนแก่นและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวม 441.16 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 17,920 ล้านบาท รวมทั้งโครงการมีระยะทางรวมประมาณ 1,167.51 กิโลเมตร และเงินลงทุนรวมประมาณ 64,768 ล้านบาท
4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ (1) รัฐสามารถกำหนดนโยบายด้านการขนส่งน้ำมัน และโครงสร้างราคาค่าขนส่งน้ำมันได้อย่างมีประสิทธิภาพ (2) สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ไว้ในคลังศูนย์จ่ายน้ำมันตามแนวท่อ (3) เพิ่มประสิทธิภาพของระบบการขนส่งน้ำมัน ตอบสนองต่อการขยายตัวของความต้องการใช้น้ำมัน (4) ประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในการขนส่ง ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของแผนอนุรักษ์พลังงาน (5) ลดอุบัติเหตุทางถนนที่เกิดจากรถขนส่งน้ำมัน (6) ลดปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์จากรถขนส่งน้ำมันและรักษาสิ่งแวดล้อม และ (7) ลดอัตราการสึกหรอของผิวจราจรและค่าบูรณะซ่อมแซมถนน
5. กฎหมายที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มาตรา 31 กำหนดอำนาจของคณะรัฐมนตรีที่อาจอนุมัติให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการ จัดให้มีคลังน้ำมันเชื้อเพลิงหรือระบบการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ โดยหน่วยงานของรัฐที่ดำเนินการต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดในกฎกระทรวง และมาตรา 43 คณะรัฐมนตรีอาจอนุมัติให้เอกชนรายใดเป็นผู้รับสัมปทานในการจัดให้มีคลัง น้ำมันเชื้อเพลิงหรือระบบการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ เป็นต้น รวมทั้ง กฎกระทรวง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง และการกำหนดให้ระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ เป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 3 ซึ่งต้องได้รับอนุญาตก่อนจึงจะประกอบการได้ และ (2) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เกี่ยวกับการปรับปรุงแก้ไขนิยามคำว่ากิจการพลังงาน และวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติฯ
6. โครงการการขนส่งน้ำมันทางท่อ สามารถดำเนินการได้ 3 แนวทาง ดังนี้ (1) ให้เป็นกิจการที่เอกชนดำเนินการได้โดยเสรีแต่ต้องได้รับอนุญาตก่อน ซึ่งปัจจุบันมีบริษัทเอกชน 2 ราย ที่ได้รับใบอนุญาตให้ประกอบกิจการระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ได้แก่ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) (2) ให้เอกชนเป็นผู้รับสัมปทาน โดยการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีการประกาศกฎกระทรวงใช้บังคับ และ (3) ให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการโดยการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี
7. กระทรวงพลังงาน มีความเห็นดังนี้ (1) การก่อสร้างระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เป็นโครงการที่มีประโยชน์ ก่อให้เกิดประสิทธิภาพและเสถียรภาพในการขนส่งน้ำมันของประเทศโดยรวม จึงควรผลักดันให้มีการดำเนินการ และเนื่องจากในปัจจุบันมีเอกชน 2 รายดำเนินการอยู่แล้ว เพื่อไม่ให้เกิดความยุ่งยากในการบริหารจัดการและการสิ้นเปลืองงบประมาณของ ภาครัฐ จึงเห็นควรให้ผู้ประกอบการรายเดิม หรือผู้ค้าน้ำมัน หรือเอกชนรายอื่นเป็นผู้ลงทุนในโครงการ (2) โครงการมีผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) สูงแต่ก็มีผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ค่อนข้างต่ำ จึงไม่จูงใจผู้ลงทุน ผู้สนใจที่จะดำเนินการโครงการต้องการให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจนและให้ การสนับสนุนเกี่ยวกับสิทธิ์ในการเช่าที่ดินในเขตทางเพื่อวางท่อขนส่งน้ำมัน ในอัตราและระยะเวลาที่เหมาะสม รวมทั้งได้รับการส่งเสริมการลงทุนและการสนับสนุนจากภาครัฐในการพัฒนาโครงการ และ (3) ปัจจุบันยังไม่มีหน่วยงานของรัฐที่ทำหน้าที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขน ส่งน้ำมันทางท่อ การป้องกันการผูกขาดทางการค้า และการคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้ได้รับบริการที่เป็นธรรม ดังนั้น เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ซึ่งมีหน้าที่กำกับดูแลก๊าซธรรมชาติในลักษณะเช่นเดียวกันนี้อยู่แล้วเป็นผู้ กำกับดูแลการขนส่งน้ำมันทางท่อเพิ่มเติม และในระหว่างช่วงเปลี่ยนผ่านเห็นควรมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ปฏิบัติหน้าที่กำกับดูแลก่อนที่ กกพ. จะมีการปรับปรุงกฎหมายให้เรียบร้อยต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ประกอบการรายเดิม หรือผู้ค้าน้ำมัน หรือเอกชนรายอื่น เป็นผู้ดำเนินการพัฒนาโครงการขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี โดยให้หน่วยงานของรัฐให้การสนับสนุนโครงการ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้รับผิดชอบในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับบริการที่ เป็นธรรม จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อแล้วเสร็จ
3. ให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมธุรกิจพลังงานและผู้สนใจที่จะลงทุน ร่วมกันพิจารณารายละเอียดโครงการฯ เพื่อให้ระบบการขนส่งน้ำมันของประเทศมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด
เรื่องที่ 12 การยกเลิกสิทธิพิเศษของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม จำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2539 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมาตรการที่คณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการ ทุจริตแห่งชาติ (ป.ป.ป.) เสนอสำหรับหน่วยงานของรัฐในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตร ขึ้นไป ต้องสั่งซื้อโดยตรงจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือองค์กรที่ได้รับสิทธิพิเศษตามมติคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2542 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติตามมติคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจ ในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. โดยตรงโดยวิธีกรณีพิเศษ
2. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามที่คณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจเสนอให้สิทธิพิเศษแก่ ปตท. ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมโดยกำหนดให้ส่วน ราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานอื่นของรัฐถือปฎิบัติในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนไม่ถึง 10,000 ลิตร ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ หรือว่าด้วยระเบียบว่าด้วยการพัสดุของหน่วยงานนั้น และ (2) การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจจำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. หรือคลังน้ำมัน หรือสถานีจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. โดยตรง โดยวิธีกรณีพิเศษเท่านั้น ยกเว้นการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้จัดซื้อจาก ปตท. ร้อยละ 80 ส่วนที่เหลือร้อยละ 20 ให้จัดซื้อตามข้อบังคับของ กฟผ. ว่าด้วยการพัสดุโดยให้มีการแข่งขันด้านราคา
3. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 โดยให้คงสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของ กฟผ. สำหรับ ปตท. ต่อไป จนกว่าจะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่ กพช. จะมีมติต่อไป
4. เพื่อความคล่องตัวในการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงของ กฟผ. โดยมุ่งเน้นให้เกิดการแข่งขันที่โปร่งใส เป็นธรรม สอดคล้องกับหลักการภายใต้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า โดยในส่วนของการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ซึ่งปัจจุบันมี ปตท. เป็นผู้นำเข้าเพียงรายเดียว ดังนั้น หากยกเลิกสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมระหว่าง ปตท. และ กฟผ. จะทำให้เกิดการแข่งขันด้านการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม มากขึ้น
5. การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตร ขึ้นไป ระหว่างบริษัท ปตท. กับ กฟผ. ทั้ง ปตท. และ กฟผ. ไม่ขัดข้อง และสามารถดำเนินการได้ทันทีหลังจากมีมติคณะรัฐมนตรีมารองรับ โดยจะใช้ระยะเวลาประมาณ 6 เดือน ข้อเสนอนี้เป็นการยกเลิกสิทธิพิเศษของ ปตท. กับ กฟผ. เท่านั้น ไม่รวมหน่วยงานของรัฐและรัฐวิสาหกิจอื่นๆ ซึ่งกระทรวงพลังงานจะต้องหารือร่วมกับคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วย งานและรัฐวิสาหกิจ เพื่อจัดทำแนวทางในเรื่องดังกล่าวต่อไป อย่างไรก็ตาม ในกรณีเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานกาณ์ฉุกเฉินต่างๆ อาทิเช่น การปิดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตพลังงานหรือเหตุการณ์ภัยพิบัติที่ก่อให้เกิดการขาด แคลนด้านพลังงาน ปตท. ยังจะต้องเป็นผู้ดำเนินการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที และรายงานให้กระทรวงพลังงานทราบทุกครั้ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการยกเลิกสิทธิพิเศษของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐวิสาหกิจเพื่อดำเนินการ ตามระเบียบต่อไป ทั้งนี้ ในกรณีเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานการณ์ฉุกเฉินต่าง ๆ ปตท. ยังจะต้องเป็นผู้ดำเนินการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที และรายงานผลการดำเนินการดังกล่าวต่อกระทรวงพลังงานทราบทุกครั้ง
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. ไปประสานกับคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษ ของหน่วยงานและรัฐวิสาหกิจ เพื่อนำหลักการที่จะยกเลิกสิทธิพิเศษของ ปตท. ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้แก่ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจอื่น ๆ เพื่อให้สอดคล้องพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฉบับปรับปรุงใหม่ต่อไป
กพช. ครั้งที 2 วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤษภาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2558 (ครั้งที่ 2)
วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤษภาคม 2558 เวลา 09.00 น.
2.ผลการดำเนินมาตรการโครงการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ครั้งที่ 1/2558
3.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
4.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
5.สถานะของระบบส่งไฟฟ้าที่เหลือเพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.รายงานประจำปี 2556 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
9.การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน
10.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015)
11.กรอบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565-2566
12.บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) ขอขยายกำหนดเวลาจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชน
13.แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 โดยมีหัวหน้า คสช. เป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งการประชุม กพช. เป็นไปตามคำสั่ง คสช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีเพื่อบริหารประเทศแทน คสช. สำนักงานเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) เกี่ยวกับสถานะของประกาศและคำสั่งของ คสช. บางฉบับที่มิได้นำบทบัญญัติเกี่ยวกับองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะ กรรมการตามกฎหมายและระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีมาบังคับใช้ ซึ่ง สคก. ได้มีความเห็นว่าสมควรใช้คณะกรรมการตามที่กฎหมายกำหนดไว้ ส่วนคณะกรรมการตามคำสั่ง คสช. ให้หยุดปฏิบัติหน้าที่ไว้ก่อน ดังนั้น การประชุม กพช. จึงเป็นไปตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานกรรมการ
2. เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2557 สำนักงานเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือถึง สคก. แจ้งว่า หัวหน้า คสช. มีนโยบายให้คณะกรรมการที่แต่งตั้งขึ้นโดยประกาศหรือคำสั่งของ คสช. บางคณะ ประกอบด้วย คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน คณะกรรมการส่งเสริมวิสาหกิจขนาดกลางและขนาดย่อม คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ยังคงสามารถปฏิบัติหน้าที่ต่อไป ดังนั้น สคก. จึงยกร่างพระราชบัญญัติเพื่อยกสถานะของคำสั่ง คสช. ซึ่งต่อมา พระราชบัญญัติการปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการที่แต่งตั้งตามประกาศและคำสั่ง ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติบางฉบับ พ.ศ. 2558 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2558 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2558 ส่งผลให้ กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 เป็น กพช. แต่งตั้งขึ้นตามกฎหมายว่าด้วย กพช.
3. เพื่อให้ กพช. สามารถบริหารงานได้อย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับโครงสร้างการบริหารราชการ ในปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหัวหน้า คสช. ขอเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กพช. ซึ่งหัวหน้า คสช. ได้ลงนามในคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 2/2558 เรื่อง เปลี่ยนแปลงองค์ประกอบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 แล้วเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2558 โดยมีการเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กพช. ดังนี้ (1) ประธานกรรมการ จากเดิม หัวหน้า คณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็น นายกรัฐมนตรี (2) รองประธานกรรมการ จากเดิม รองหัวหน้าคณะรักษา ความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็น รองนายกรัฐมนตรี (หม่อมราชวงศ์ปรีดิยาธร เทวกุล) (3) กรรมการมีการเปลี่ยนแปลงจากปลัดกระทรวงที่เกี่ยวข้อง เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงที่เกี่ยวข้อง จำนวน 11 ตำแหน่ง คือตำแหน่งที่ 3 – 9 และ 11 - 14 และ (4) เพิ่มเติมกรรมการ จำนวน 2 ตำแหน่ง คือ รัฐมนตรี ว่าการกระทรวงพลังงาน และเลขาธิการนายกรัฐมนตรี รวมทั้ง หัวหน้า คสช. ได้บัญชาให้ทุกการประชุม กพช. มีผู้แทนคณะกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติเข้าร่วม ประชุมด้วย เพื่อทราบนโยบายทุกเรื่อง นำไปสู่การขับเคลื่อนให้สอดคล้องกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ผลการดำเนินมาตรการโครงการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ครั้งที่ 1/2558
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยในหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ข้อ 6.8.7 ได้กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าซึ่งเรียก ว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า
2. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เริ่มดำเนินโครงการนำร่อง Thailand Demand Response ตั้งแต่ปี 2557 โดยเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานโครงการ นำร่องฯ ในช่วงวันที่ 8 - 10 มกราคม 2557 ทั่วประเทศ เวลา 13.00 ถึง 20.00 น. มีเป้าหมายลดการใช้กำลังไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ เพื่อลดความเสี่ยงจากการเกิดสภาวะขาดแคลนพลังไฟฟ้าในช่วงที่มีการหยุดซ่อม ระบบส่งก๊าซธรรมชาติเยตากุน โดยได้รับความร่วมมือจากผู้ใช้ไฟฟ้า 305 มิเตอร์ ลดการใช้ไฟฟ้าได้ 2.05 ล้านหน่วย และลดการใช้กำลังไฟฟ้าได้สูงสุด 70.7 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 12 มิถุนายน 2557 กกพ. มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสำหรับเสริมความมั่นคง ระบบไฟฟ้าภาคใต้รองรับการ หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 โดยดำเนินการในช่วงวันที่ 19 - 26 มิถุนายน 2557 เฉพาะผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ เวลา 18.30 ถึง 22.30 น. มีเป้าหมายลดการใช้กำลังไฟฟ้า 250 เมกะวัตต์ และจ่ายค่าชดเชยในอัตรา 4 บาทต่อหน่วย ให้ผู้ที่เข้าร่วมโครงการและมีมิเตอร์ในระบบอ่านมิเตอร์อัตโนมัติ (Automatic Meter Reading: AMR) ผลการดำเนินมาตรการได้รับความร่วมมือจากผู้ใช้ไฟฟ้า 334 มิเตอร์ ลดการใช้ไฟฟ้าลงได้ 2.32 ล้านหน่วย และลดการใช้กำลังไฟฟ้าไฟฟ้าได้สูงสุด 48 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการทั้งสิ้น 9.29 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 มีมติเห็นชอบให้ส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวเป็นองค์ประกอบของค่าใช้จ่าย ตามนโยบายรัฐบาลในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ในงวดเดือนมกราคม - เมษายน 2558 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จ่ายค่าชดเชยให้แก่ผู้ประกอบการที่เข้าร่วมโครงการ
3. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2558 และวันที่ 11 มีนาคม 2558 กกพ. ได้มีมติให้ดำเนินมาตรการลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารองรับการหยุดจ่ายก๊าซ ธรรมชาติ เดือนเมษายน 2558 เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับเหตุการณ์วิกฤตด้านความมั่นคงไฟฟ้า ในระหว่างวันที่ 10 17 18 และ 20 เมษายน 2558 โดยกำหนดเป้าหมายของหน่วยใช้ไฟฟ้าที่จะลดลงได้ 500 เมกะวัตต์ อัตราชดเชย 3 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยเป็นรายการค่าใช้จ่ายนโยบายภาครัฐ ซึ่งมีกลไกการส่งผ่านค่าใช้จ่ายผ่านสูตร Ft และให้ กฟผ. การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และ กฟภ. เป็นผู้รวบรวมการใช้ไฟฟ้า ติดตามและคำนวณผลการลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งค่าชดเชย ซึ่งมีภาคอุตสาหกรรม ห้างสรรพสินค้า Hypermart และโรงแรมทั่วประเทศ สมัครเข้าร่วมโครงการ 937 มิเตอร์ แบ่งเป็น กฟผ. 4 มิเตอร์ กฟน. 38 มิเตอร์ และ กฟภ. 895 มิเตอร์ มีผู้ที่ผ่านคุณสมบัติ 851 มิเตอร์ รวมกำลังไฟฟ้าเสนอลด 747.64 เมกะวัตต์ โดยในวันที่ 17 เมษายน 2558 ช่วงเวลา 14.00 ถึง 17.00 น. มีผู้เสนอลดกำลังไฟฟ้าสูงสุดถึง 741.56 เมกะวัตต์ สรุปการดำเนินมาตรการ 4 วัน ได้ดังนี้ (1) การลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมสูงสุด เกิดขึ้นในวันที่ 17 เมษายน 2558 ช่วงเวลา 10.00 น. ถึง 12.00 น. ลดลงได้สูงสุดประมาณ 507 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 101 ของเป้าหมาย (2) การลดการใช้กำลังไฟฟ้าตลอด 4 วันของโครงการ เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 322 เมกะวัตต์ และ (3) มีผู้ร่วมโครงการกว่า 800 มิเตอร์ สูงกว่าในเดือนมกราคม 2557 และลดการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ตามเป้าหมาย 500 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน: เป้าหมายรวม 2,800 เมกะวัตต์ และ กพช. ได้มีมติให้รับซื้อเพิ่มสำหรับโครงการที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าไว้ก่อนที่จะปิด รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 178 โครงการ ในอัตรารับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนธันวาคม 2558 โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการเปลี่ยนที่ตั้งแล้วเสร็จ ทั้งหมดแล้ว ดังนี้ (1) โครงการที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนให้ตอบรับซื้อได้มี 172 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 989.675 เมกะวัตต์สูงสุด พร้อมสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และ (2) มี 6 โครงการ รวม 23.7 เมกะวัตต์สูงสุด ที่ไม่เสนอให้ตอบรับซื้อ เนื่องจาก 3 โครงการยื่นเสนอขายไฟฟ้าหลังจากที่ กฟภ. ประกาศชะลอรับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2553 และอีก 3 โครงการติดปัญหาสายส่งและผังเมือง แต่ไม่มายื่นเปลี่ยนที่ตั้งภายในกำหนดวันที่ 31 มีนาคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop): กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัย ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ เพิ่มเติมให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 131 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ซึ่ง สกพ. ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 รวมทั้งออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเริ่มให้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป ปัจจุบัน มีผู้สนใจยื่นเสนอโครงการ 2,543 ราย รวม 21.570 เมกะวัตต์สูงสุด แบ่งเป็น กฟน. ยื่นขอ 333 ราย 2.432 เมกะวัตต์ และตอบรับไปแล้ว 176 ราย 1.303 เมกะวัตต์ และ กฟภ. ยื่นขอ 2,210 ราย 19.139 เมกะวัตต์ ซึ่งยังไม่ตอบรับซื้อ
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร: ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ อัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และขยายไปจนถึงเดือนมิถุนายน 2559 ปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารมาตรการฯ แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ กลั่นกรอง และคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและ สหกรณ์การเกษตร เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2558 เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์เข้าร่วมโครงการและกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการ คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ สกพ. จัดทำระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ แล้วเสร็จและลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำร่างประกาศรับซื้อไฟฟ้าฯ โดยรอหลักเกณฑ์จากคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ฯ
4. สรุปสถานภาพ ณ ปัจจุบัน แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 761 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,558 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,431 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 223 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 173 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 991 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 176 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 2,549 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 45.70 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,819 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
รับทราบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงกลาโหมร่วมกันศึกษาแนวทาง การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อความมั่นคง ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร โดยให้ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้ภายในหน่วยงานเป็นหลักและให้ถือปฏิบัติอย่างเคร่ง ครัด
เรื่องที่ 4 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 มีมติรับทราบความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป โดย กกพ. มีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้วจำนวน 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 366.20 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 281.22 เมกะวัตต์ จะกำกับให้การไฟฟ้าดำเนินการยกเลิกสัญญาตามขั้นตอนและระเบียบที่เกี่ยวข้อง และ (2) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD จำนวน 91 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,523.43 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,351.31 เมกะวัตต์ จะกำกับให้การไฟฟ้าติดตามการดำเนินโครงการอย่างใกล้ชิดและให้รายงาน กกพ. เป็นระยะ ทั้งนี้ มีโครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 31.75 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 29.50 เมกะวัตต์
2. กกพ. ได้กำกับการดำเนินของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งในฐานะคู่สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยสรุปสถานภาพการดำเนินงาน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2558 ได้ ดังนี้
2.1 โครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ และปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 18 เมกะวัตต์ (2) เลยกำหนด COD แล้ว 5 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 11.75 เมกะวัตต์ และปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 11.50 เมกะวัตต์2.2 โครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 4 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 137.73 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 98.63 เมกะวัตต์ (2) ยกเลิก PPA แล้ว 3 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 3.49 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 2.89 เมกะวัตต์ (3) โครงการคงเหลือ 65 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 224.98 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 179.70 เมกะวัตต์ โดยมี 38 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 110.73 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 88.05 เมกะวัตต์ ที่ครบกำหนดการหักหลักค้ำประกันแล้วและการไฟฟ้ายกเลิกสัญญาซื้อขายฯ และมีโครงการที่เลยกำหนด COD เพิ่มเติมอีก 34 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 129.51 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 99.84 เมกะวัตต์ ดังนั้น สรุปโครงการที่เลยกำหนด COD รวม 99 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 354.49 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 279.54 เมกะวัตต์2.3 โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD 91 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 2 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 75 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 62 เมกะวัตต์ (2) เลยกำหนด COD 29 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 117.76 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 88.34 เมกะวัตต์ (3) โครงการคงเหลือ 60 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,330.67 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,200.98 เมกะวัตต์ และ (4) มีโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากที่ได้รายงาน กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 อีก 23 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 162 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 140.2 เมกะวัตต์ ดังนั้น สรุปโครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD รวม83 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,492.67 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,341.18 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานะของระบบส่งไฟฟ้าที่เหลือเพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้ กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตลอดจนการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
2. กกพ. ได้หารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อจัดทำข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2558 กฟผ. ได้จัดส่งข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งไฟฟ้าให้ กกพ. พิจารณา โดยมีสมมติฐานและศักยภาพระบบโครงข่าย ดังนี้
2.1 สมมติฐานที่ กฟผ. ใช้ในการศึกษา Grid Capacity ได้แก่ (1) ข้อมูลพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารายสถานี และข้อมูลโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2010 Rev.3 (2) ข้อมูล VSPP ที่ PEA ส่งให้เมื่อวันที่ 24 - 25 เมษายน 2558 (3) งานก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. กำหนดให้แล้วเสร็จ ตามแผน (4) พิจารณาการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าหลักจากเหตุผลด้านความมั่นคงและราคาต้นทุน การผลิตไฟฟ้า และ (5) การศึกษาเฉพาะการไหลของกำลังไฟฟ้าแต่ไม่ได้พิจารณาเรื่องค่ากระแสลัดวงจร2.2 ศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งในช่วงปี 2559 – 2561 แบ่งเป็น (1) รวมเขตภูมิภาค (ภาคเหนือ ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคตะวันออก รอบเขตกรุงเทพ ภาคใต้ และภาคตะวันตก) ปี 2559 – 2561 มีศักยภาพรวมอยู่ที่ 1,628 1,628 และ 2,008 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ สำหรับระบบสายส่งของภาคตะวันออกเฉียงเหนือในปี 2559 – 2560 มีศักยภาพเต็มแล้วเนื่องจากในช่วงที่ผ่านมามีการรับซื้อพลังงานหมุนเวียน จำนวนมาก คงเหลือในปี 2561 รับได้ 240 เมกะวัตต์ และ (2) เขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลอยู่ที่ 1,767.2 1,815.3 และ 1,870.3 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สรุปศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งในช่วงปี 2559 – 2561 ของทั้งประเทศอยู่ที่ 3,395.2 3,443.3 และ 3,878.3 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ กกพ. จะนำข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งไปใช้ประกอบการออกหลักเกณฑ์การ รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา โดยคาดว่าจะประกาศหลักเกณฑ์ดังกล่าวภายในเดือนกรกฎาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และให้ประกาศใช้ข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซ ธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 ซึ่งเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2557 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Regime และแจ้งผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้จัดทำ TPA Code ภายใต้กรอบของ TPA Regime และเสนอ กกพ. พิจารณาก่อนการประกาศใช้ต่อไป ต่อมา TPA Code ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2557 เป็นต้นไป
2. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2558 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Code ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) พร้อมให้ดำเนินงานตามแผนเตรียมความพร้อมการเปิด TPA Code โดยให้รายงานผลการดำเนินงานพร้อมทั้งปัญหาและอุปสรรคที่ต่อ กกพ. ทุก 3 เดือน ทั้งนี้ ปตท. และ PTTLNG ได้ประกาศใช้ TPA Code เรียบร้อยแล้ว เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2558
3. การดำเนินการที่สำคัญในระยะต่อไป มีดังนี้ (1) การเตรียมการของผู้รับใบอนุญาตเพื่อรองรับการเปิด TPA ในส่วนของ ปตท. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ จะจัดทำและติดตั้งระบบปฏิบัติการในการบริหารจัดการรับส่งก๊าซ ระบบการจองความสามารถการให้บริการ การติดตั้งระบบการวัดคุณภาพและปริมาณก๊าซ การจัดทำระบบการขอเชื่อมต่อ การจัดทำคู่มือการปฏิบัติการ คู่มือการให้บริการ และคู่มืออื่นที่เกี่ยวข้อง การเตรียมความพร้อมสำหรับการเปิด TPA ท่อในทะเล และพัฒนาระบบปฏิบัติการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งการจัดทำสัญญามาตรฐานที่เกี่ยวข้องกับการเปิด TPA และในส่วนของ PTTLNG ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ จะเตรียมการระบบปฏิบัติการ จัดทำคู่มือการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้อง เตรียมการด้านสัญญามาตรฐาน ด้าน Code of Conduct และด้าน Open Season สำหรับผู้ใช้บริการรายใหม่ (2) การกำกับดูแล โดยให้รายงานผลการดำเนินงาน พร้อมปัญหาอุปสรรคจากการให้บริการตาม TPA Code ต่อ กกพ. รายไตรมาส มีการกำกับดูแลความสามารถ ในการให้บริการ (Capacity) ที่มีสัญญาผูกพันแล้ว และความสามารถในการให้บริการคงเหลือที่สามารถเปิดให้บุคคลที่สามเข้ามาใช้ หรือเชื่อมต่อได้ ตลอดจนการกำกับดูแลสัญญามาตรฐาน และอัตราค่าบริการที่เกี่ยวข้องด้วย และ (3) กกพ. และ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานอยู่ระหว่างการศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติเพื่อให้รองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ที่จะเกิดขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องจัดทำรายงานประจำปี เสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนฯ และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลการดำเนินงานสำคัญในปี 2556 ประกอบด้วย มีการออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติรวม 165 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 159 ฉบับและประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 6 ฉบับ) ออกประกาศประมวลหลักการปฏิบัติ (COP) สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวลประเภทเชื้อเพลิงแข็ง พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ปี 2556 รวม 4 ครั้ง พิจารณาปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามคู่มือของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ออกระเบียบว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา พ.ศ. 2556 กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP กำลังการผลิตรวม 5,000 เมกะวัตต์ พิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบ กิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 19 เรื่อง จาก 59 เรื่อง การบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้า อนุมัติกรอบงบประมาณ ในการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นรอบโรงไฟฟ้าเป็นเงินประมาณ 2,600 ล้านบาท กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP SPP และ VSPP ให้เป็นไปตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (พ.ศ. 2555 - 2564) และจัดประชุมเครือข่ายความร่วมมือ ASEAN Energy Regulators’ Network (AERN) ครั้งที่ 2 และในส่วนการรายงาน งบการเงินและบัญชีทำการ ปีงบประมาณ 2556 มีรายได้จากการดำเนินงาน 832,355,430.94 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 690,975,427.72 บาท และมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 56,008,253.84 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และให้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใน รูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตลอดจนดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2558 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึงการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ โดยการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 ส่วนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกประกาศดังกล่าวเมื่อวันที่ 29 และ 30 มกราคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) พ.ศ. 2558 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 มีนาคม 2558
2. ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างประสานกับกระทรวงพลังงานเพื่อขอรับทราบเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ลำดับความสำคัญของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อ ประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าด้วยกลไกการแข่งขัน ดังนั้น เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าฯ สอดคล้องกับเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและศักยภาพ ของระบบไฟฟ้าที่มีอยู่ จึงจำเป็นต้องขยายเวลาการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ด้วยกลไกการแข่งขันด้านราคา และเนื่องจากเชื้อเพลิงแต่ละประเภทมีข้อจำกัดและคุณลักษณะเฉพาะที่แตกต่าง กัน โดยเฉพาะน้ำที่มีเพียงบางพื้นที่ที่มีความเหมาะสมในการจัดทำโครงการ และขยะที่รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะเป็นการเฉพาะ ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้ำและขยะเป็นการเฉพาะแยกออกจาก การรับซื้อไฟฟ้าฯ ในครั้งนี้ ดังนั้น กกพ. จึงขอความเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใน แบบ FiT จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 โดยไม่รวมพลังงานน้ำและขยะในการประกาศรับซื้อรอบนี้ อีกทั้งรัฐบาลมีแนวนโยบายที่จะให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเป็นส่วนหนึ่งใน การรองรับนโยบายอื่น เช่น Roadmap การจัดการขยะของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ หรือโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อความมั่นคงของกระทรวงกลาโหม หรือโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ซึ่งยังขาดข้อมูลบางประการที่จำเป็นต้องใช้ประกอบการพิจารณาออกประกาศรับ ซื้อไฟฟ้าในอนาคต จึงเห็นสมควรให้มีการศึกษาเพิ่มเติมโดยนำเอาข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) ไปใช้ประกอบการเตรียมการออกหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบายนี้ในอนาคต ด้วย
3. การดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT โดย กกพ. ได้ออกประกาศ ที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT รวม จำนวน 3 ฉบับ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 ออกประกาศเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT พ.ศ. 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าเมื่อปี 2557 หรือที่ได้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้วก่อนวันที่ 16 ธันวาคม 2558 ที่มีความประสงค์จะเปลี่ยนจากแบบ Adder เป็นแบบ FiT (2) เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ออกประกาศตามข้อ (1) เพิ่มเติมเพื่อใช้เป็นแนวทางดำเนินงานสำหรับผู้ที่ได้ยื่นความประสงค์ของ เปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT และ (3) เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2558 ออกประกาศตามข้อ (1) เพิ่มเติมฉบับที่ 2 เพื่อขยายกรอบระยะเวลาการรับคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่จากวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ 27 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2558 ทั้งนี้ เพื่อให้มีความชัดเจนและอำนวยความสะดวกแก่ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ กกพ. จะรวมประกาศทั้ง 3 ฉบับข้างต้นเป็นฉบับเดียว รวมทั้งเพื่อให้ผู้ที่ประสงค์จะเข้าร่วมโครงการมีโอกาสพิจารณาการเปลี่ยนจาก Adder เป็น FiT ได้มากขึ้น จึงเห็นควรให้ขยายระยะเวลาการยื่นคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่จากวันที่ 31 มีนาคม 2558 เป็นวันที่ 31 กรกฎาคม 2558
4. การยื่นคำขอยกเลิกและการยื่นคำขอขายไฟฟ้าใหม่ เพื่อเปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT ในช่วงวันที่ 26 มกราคม 2558 - 31 มีนาคม 2558 มีผู้มายื่นคำขอยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือคำขอขายไฟฟ้าเดิมในระบบ Adder รวม 124 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 667.83 เมกะวัตต์ และมีผู้มายื่นคำขอขายไฟฟ้าใหม่ในแบบ FiT 122 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 652.50 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขัน ด้านราคา (Competitive Bidding) จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. เห็นชอบให้ศึกษาความสามารถในการรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติม ในอนาคตโดยเฉพาะโครงการภายใต้นโยบายของรัฐบาล เช่น โรงไฟฟ้าพลังน้ำ โรงไฟฟ้าขยะตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อความมั่นคงตามนโยบายของกระทรวงกลาโหม เป็นต้น รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่อาจจะเปิดให้มีการรับซื้อในอนาคต
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการยื่นคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่เพื่อขอเปลี่ยน จาก Adder เป็นแบบ FiT สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือโครงการที่ได้รับอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 จากวันที่ 31 มีนาคม 2558 เป็นวันที่ 31 กรกฎาคม 2558
4. เห็นชอบให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder และการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในแบบพลังงานแสงอาทิตย์ที่ให้พิจารณาส่วนต่างค่ารับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก การรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT กับค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นค่าใช้จ่าย ตามนโยบายภาครัฐใน Ft
5. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนของโครงการพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder ที่หยุดรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ทำให้ผู้ยื่นขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder ไม่สามารถจะยื่นขอได้ทัน และเมื่อได้ข้อยุติแล้วให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 9 การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2509 มีวัตถุประสงค์เพื่อควบคุมการกลั่นและค้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไปโดยเหมาะ สม เกี่ยวกับคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิงและการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ มีปริมาณพอควร เพื่อประโยชน์แก่ประเทศและประชาชน ประเทศไทยจึงเริ่มสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง โดยภาคเอกชน (ผู้ค้าน้ำมัน) ตั้งแต่ปี 2509 เป็นต้นมา โดยคำนวณจากระยะเวลาจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งตะวันออกกลางถึงประเทศไทยและระยะ เวลาในการกลั่นเป็นน้ำมันสำเร็จรูปใช้เวลารวมทั้งสิ้นประมาณ 18 วัน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับการสำรองในระยะเวลา 1 ปี (365 วัน) ส่งผลให้มีอัตราสำรองเท่ากับร้อยละ 5 รัฐบาลในขณะนั้น จึงได้กำหนดให้สำรองทั้งน้ำมันดิบร้อยละ 5 (เพียงพอใช้ได้ 18 วัน) และน้ำมันสำเร็จรูป ร้อยละ 5 (เพียงพอใช้ได้ 18 วัน) ทำให้ประเทศมีน้ำมันเพียงพอใช้ได้รวมทั้งสิ้น 36 วัน ด้วยเหตุผลว่า การมีสำรองน้ำมันดิบเพื่อให้โรงกลั่นสามารถมีน้ำมันดิบเข้ากลั่นได้ตลอดเวลา และการสำรองน้ำมันสำเร็จรูปเพื่อให้ผู้บริโภค (ประชาชน) มีน้ำมันใช้ตลอดเวลาเช่นเดียวกัน
2. ในช่วงที่ผ่านมา น้ำมันสำรองได้มีการนำออกมาใช้ตามความจำเป็นในเหตุการณ์ต่างๆ เช่น กรณีน้ำมันดิบ เกิดเหตุท่าเรือส่งออกน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางปิดชั่วคราวเนื่องจากสภาพ อากาศแปรปรวน มีคลื่นสูง เรือเลื่อนกำหนดถึงท่าเรือประเทศไทย เหตุท่อรับน้ำมันดิบรั่วในทะเล เป็นต้น ส่วนกรณีน้ำมันสำเร็จรูป เกิดไฟไหม้โรงกลั่นน้ำมันจำเป็นต้องหยุดซ่อมไม่น้อยกว่า 1 เดือน ไม่สามารถกลั่นน้ำมันสำเร็จรูปได้ เหตุน้ำท่วมเขตปริมณฑลทำให้การรับส่งน้ำมันจากโรงกลั่นไปคลังน้ำมันหลักใน ภูมิภาคมีปัญหา ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันที่รับน้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นจำเป็นต้องขอลดสำรอง น้ำมันสำเร็จรูป เพื่อนำน้ำมันสำรองดังกล่าว ไปจำหน่ายให้แก่ประชาชน นอกจากนี้ ในอดีตรัฐบาลก็เคยมีประกาศปรับลดและเพิ่มอัตราสำรองตามความเหมาะสมของ สถานการณ์ เช่น ปรับอัตราสำรองลดลงในช่วงภาวะน้ำมันล้นตลาด สามารถจัดหาได้ง่ายขึ้น หรือปรับเพิ่มขึ้นในช่วงที่มีสถานการณ์สู้รบในตะวันออกกลาง ส่งผลต่อความไม่แน่นอนในการจัดหาน้ำมัน ในต่างประเทศ เกิดเหตุวินาศกรรมในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
3. ปัจจุบันประเทศมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง 2 ส่วน คือ (1) น้ำมันดิบ อัตราสำรองร้อยละ 6 เทียบเท่าจำนวนวันสำรอง 21.5 วัน และ (2) น้ำมันสำเร็จรูป อัตราสำรองร้อยละ 6 เทียบเท่าจำนวนวันสำรอง 21.5 วัน โดยอัตราสำรองร้อยละ 6 เป็นอัตราสำรองที่ปรับเพิ่มขึ้นเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2556 ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อเพิ่มความมั่นคงทางด้านพลังงานให้แก่ประเทศ ส่งผลให้มีจำนวนวันสำรองเทียบเท่า 43 วัน ซึ่งในขณะนั้นราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับประมาณ 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทำให้ผู้ค้าน้ำมันในประเทศมีภาระต้นทุนที่สูงขึ้น โดยราคาต้นทุนสำรองสำหรับน้ำมันดิบประมาณ 1.5 สตางค์ต่อลิตร และน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 2.3 สตางค์ต่อลิตร (อัตราแลกเปลี่ยน 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ)
4. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 ที่ระดับราคาประมาณ 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ต่อเนื่องมาจนถึงปัจจุบันราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับราคาประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากความไม่สมดุลของอุปสงค์และอุปทาน รวมทั้งโอเปคยังคงรักษาระดับกำลังการผลิตไว้ที่เดิม และไม่มีแนวโน้มลดกำลังการผลิตลง ส่งผลให้เกิดภาวะน้ำมันล้นตลาด สามารถจัดหาน้ำมันดิบง่ายขึ้น ดังนั้น เพื่อใช้โอกาสในช่วงสถานการณ์ราคาน้ำมันที่เป็นขาลง จึงเห็นควรผ่อนคลายระดับการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย โดยพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในตะวันออกกลาง ที่ประมาณ 15 วัน และระยะเวลาในการจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปที่จัดหาได้ง่ายขึ้นกว่าอดีตที่ประมาณ 7 วัน รวมระยะเวลาจัดหาสำเร็จรูปจากสิงคโปร์ประมาณ 4 วัน ดังนั้น เมื่อรวมกับการสำรองเพื่อการค้า (Working Stock) ของผู้ค้าน้ำมันเองอีกประมาณ 4 วัน รวมมีสำรองทั้งประเทศประมาณ 30 วัน ซึ่งน่าจะเพียงพอกับสถานการณ์ในขณะนี้
5. กระทรวงพลังงาน เห็นควรให้ลดอัตราสำรองน้ำมันตามกฎหมายลงเฉพาะน้ำมันสำเร็จรูปให้เหลือร้อย ละ 1 ส่วนน้ำมันดิบยังคงเดิมไว้ที่ร้อยละ 6 เนื่องจากใช้ระยะเวลาในการจัดหานาน ซึ่งประโยชน์ที่ได้รับ มีดังนี้ (1) เกิดสภาพคล่องของน้ำมันในตลาดเพิ่มขึ้น ประชาชนจะได้ประโยชน์จากการแข่งขันด้านราคาน้ำมัน (2) ผู้ค้าน้ำมันมีพื้นที่ถังเก็บเพิ่มมากขึ้น สามารถนำไปใช้ให้เกิดประโยชน์ในทางธุรกิจอื่นได้ เพิ่มศักยภาพในการแข่งขันให้ผู้ประกอบการ และ (3) สามารถลดต้นทุนบางส่วนของผู้ค้าน้ำมันลงได้ ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง ทั้งนี้ หากมีสถานการณ์อย่างหนึ่งอย่างใดอันก่อให้เกิดความเสี่ยงภัยต่อการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ กระทรวงพลังงานจะเสนอให้ปรับอัตราสำรองเพิ่มขึ้นได้ทันที
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้ลดอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายให้เหลือจำนวนวัน สำรองประมาณ 25 วัน โดยแบ่งเป็นอัตราสำรองน้ำมันดิบร้อยละ 6 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 1
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการปรับลดอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย พร้อมทั้งกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 10 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำ PDP 2015 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด และนำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” 4 ภูมิภาค (สิงหาคมถึง กันยายน 2557) ในส่วนกลาง ณ กรุงเทพมหานคร และส่วนภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ ณ จังหวัดเชียงใหม่ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ณ จังหวัดขอนแก่น และภาคใต้ ณ จังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนามาพิจารณาประกอบการจัดทำ ร่างแผน PDP 2015
3. การพิจารณาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวของประเทศ สมมติฐานและจัดทำร่างแผน PDP 2015 จะให้ความสำคัญในประเด็น ดังนี้ (1) เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ (2) ต้นทุนค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม (Economy) ราคาค่าไฟฟ้ามีความเหมาะสม และมีเสถียรภาพ ประชาชนไม่แบกรับภาระสูงเกินไป รวมถึงจะต้องสะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาประเทศในระยะยาว และ (3) ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ปริมาณการปลดปล่อย CO2 ไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 รวมทั้งส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน และส่งเสริมการมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืน ต่อมากระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) และสัมมนารับฟังความคิดเห็น (Public Hearing) จากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 8 และ 28 เมษายน 2558 ตามลำดับ และได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้ง 2 ครั้ง มาประกอบการพิจารณาปรับปรุงร่างแผน PDP 2015
4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015)
4.1 การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว : การจัดทำ PDP 2015 กำหนดสมมติฐานการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว ดังนี้ (1) พยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระดับจำหน่าย ได้แก่ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) โดยใช้แบบจำลองของมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ ได้แก่ แบบจำลองทางเศรษฐมิติ (Econometric Model) และแบบจำลอง End – Use Model (2) ใช้ข้อมูลการใช้พลังงานไฟฟ้าที่เป็นค่าจริง 10 เดือนของปี 2557 เป็นฐานในการพยากรณ์ฯ (3) ใช้ค่าพยากรณ์การเติบโตทางเศรษฐกิจหรือผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) ปี 2557 - 2579 จาก สศช. เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2557 ซึ่งรวมโครงการโครงสร้างพื้นฐานของรัฐบาล มีอัตราการเจริญเติบโตเฉลี่ยในช่วงปี 2557 - 2579 อยู่ที่ร้อยละ 3.94 ต่อปี (4) ใช้จำนวนประชากรและข้อมูลการพยากรณ์จำนวนประชากรของประเทศจาก สศช. มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยในช่วงปี 2557 - 2579 อยู่ที่ร้อยละ 0.03 ต่อปี (5) พยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Load) โดยใช้ Load Profile ปี 2556 (6) เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนตามแผน AEDP ณ ปี 2579 เท่ากับ 19,635 เมกะวัตต์ และ (7) เป้าหมายการประหยัดพลังงานไฟฟ้าตามแผน EEDP ณ ปี 2579 เท่ากับ 89,672 ล้านหน่วย ทั้งนี้ ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติการประชุมคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำ แผนพัฒนา กำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยกรณีฐานพิจารณาที่ร้อยละ 100 ของแผนอนุรักษ์พลังงาน (EE100%)4.2 แผนอนุรักษ์พลังงาน: การจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Development Plan: EEDP 2015 - 2036) ได้ทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 -2573) โดยปรับค่าพื้นฐานและสมมติฐานอื่นๆ ให้สอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและการพยากรณ์ความต้องการใช้ น้ำมันเชื้อเพลิง และปรับเป้าหมายที่จะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ซึ่งปี 2556 ความเข้มการใช้พลังงานเมื่อเทียบกับปี 2553 ลดลงประมาณ 4,442 ktoe ทั้งนี้ ในช่วงปี 2558 - 2579 จะผลักดันมาตรการต่างๆ ให้เกิดผลประหยัดพลังงานอีกประมาณ 51,700 ktoe โดยร้อยละ 15 เป็นส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้า 7,641 ktoe หรือเทียบเท่า 89,672 ล้านหน่วย (GWh) และร้อยละ 85 เป็นส่วนการลดการใช้พลังงานความร้อน 44,059 ktoe พร้อมทั้งทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงานใน 4 ภาคเศรษฐกิจ ได้แก่ บ้านที่อยู่อาศัย อุตสาหกรรม อาคารธุรกิจ และขนส่ง โดยมีแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้ (1) ยกเลิก/ทบทวนการอุดหนุนราคาพลังงาน เพื่อส่งสัญญาณให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาให้เป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการทางภาษี สนับสนุนมาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนอุปกรณ์ที่มีการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ (3) เร่งรัดการสนับสนุนมาตรการด้านการเงิน เพื่อให้มีการเปลี่ยนอุปกรณ์ และเกิดการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (4) มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคารและโรงงาน (Building Energy Code: BEC) โดยประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงมหาดไทย เพื่อผลักดันให้เป็นมาตรการบังคับ (5) รณรงค์ด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานและการปลูกจิตสำนึก (6) กำหนดให้ผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าขนาดใหญ่ดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานให้ ลูกค้า (Energy Efficiency Resources Standard: EERS)จากมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานทั้งหมด 34 มาตรการ เมื่อพิจารณาตามแนวทางข้างต้น เฉพาะด้านไฟฟ้าจะมี 6 มาตรการที่มีศักยภาพและมีโอกาสเห็นสูงร้อยละ 100 ซึ่งคาดว่า จะปรับปรุงปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากกรณีปกติ ณ ปี 2579 ได้ 89,672 ล้านหน่วย ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาแยกเป็น รายภาคเศรษฐกิจจะได้ผลประหยัดจากภาคที่อยู่อาศัยเท่ากับ 13,633 ล้านหน่าย (คิดเป็นร้อยละ 15) ภาคอุตสาหกรรมเท่ากับ 31,843 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 36) ภาคอาคารธุรกิจเท่ากับ 37,052 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 41) และภาคอาคารรัฐเท่ากับ 7,144 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 8)4.3 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก: แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2015 - 2036) มียุทธศาสตร์ในการส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพให้ได้เต็มตามศักยภาพเป็นลำดับแรก โดยการสำรวจศักยภาพคงเหลือในปัจจุบันสามารถผลิตไฟฟ้าจากขยะได้ประมาณ 500 เมกะวัตต์ และผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลได้อีกประมาณ 2,500 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ได้ประสานงานร่วมกับนโยบาย Zoning ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทำให้สามารถเพิ่มศักยภาพเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าได้อีกประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนตาม รายภูมิภาค โดย Zoning ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์และลมในลำดับถัดไป เมื่อต้นทุนสามารถแข่งขันได้กับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็ง และการลดการนำเข้าพลังงานจากฟอสซิล และ (4) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค ทั้งนี้ ได้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้นประมาณ 19,635 เมกะวัตต์4.4 สมมติฐานการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย 1) ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในแผน PDP 2015 กรณีฐาน ตามที่คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศพิจารณา ในวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยได้พิจารณาถึงเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2) คำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งจะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานให้ลดลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 โดยในส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้าคิดเป็น 89,672 ล้านหน่วย 3) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า: (1) พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยงและมีความสำคัญของประเทศ ได้แก่ ระบบไฟฟ้าภาคใต้ และระบบไฟฟ้าในพื้นที่กรุงเทพฯ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (3) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าโดยกำหนด สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดโรงไฟฟ้าที่มีภาระผูกพันแล้วและไม่ต่ออายุการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ที่จะหมดอายุสัญญาในช่วงปี 2558 - 2579 เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง โดยยึดแนวทางการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก โดยปลายแผนกำหนดให้ ไม่เกินร้อยละ 40 จากปัจจุบันอยู่ที่ร้อยละ 65 เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้า รวมประมาณ 19,635 เมกะวัตต์ เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด และในส่วนการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศให้คำนึงถึงศักยภาพที่สามารถจัดหาได้ และมีราคาที่เหมาะสม โดยกระจายแหล่งผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านหลายประเทศ กำหนดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ นอกจากนี้ กำหนดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ไว้ปลายแผนไม่เกินร้อยละ 5 หรือ 2,000 เมกะวัตต์ ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ และ (4) กำหนดให้การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลดลงร้อยละ 20 เทียบกับ ปี 2556 (การปลดปล่อย CO2 ปี 2556 มีค่าเท่ากับ 0.506 kgCO2/kWh) 4) แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้า: (1) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การจัดทำแผน PDP2015 ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจ อาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน และเป็นจุดเริ่มในการพัฒนาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (Bilateral trading) ของประเทศในกลุ่ม GMS รวมถึงรองรับการพัฒนาพลังงานทดแทน และ (2) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในแผน PDP 2015 จะให้ความสำคัญกับการพัฒนาระบบ Smart grid เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) และรองรับการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015)
5.1 การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วง ปี 2558 - 2579: พยากรณ์ความต้องพลังงานไฟฟ้ารวมสุทธิ (Energy) และพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) ของประเทศมีค่าเท่ากับ 326,119 ล้านหน่วย และ 49,655 เมกะวัตต์ ตามลำดับ5.2 ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2558 - 2579 : ณ ธันวาคม 2557 มีกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 37,612 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2579 มีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2015 อยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ มีการปลัดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบ 24,736 เมกะวัตต์ ดังนั้น กำลังผลิตไฟฟ้ารวมสุทธิถึงปี 2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์5.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2558 - 2579 รวม 57,459 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้าได้ดังนี้ (1) ถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด 7,390 เมกะวัตต์ (2) ความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) 17,478 เมกะวัตต์ (3) พลังงานนิวเคลียร์ 2,000 เมกะวัตต์ (4) กังหันแก๊ส 1,250 เมกะวัตต์ (5) ระบบ Cogeneration 4,119 เมกะวัตต์ (6) พลังงานหมุนเวียน 12,105 เมกะวัตต์ (7) พลังน้ำสูบกลับ 2,101 เมกะวัตต์ และ (8) รับซื้อจากต่างประเทศ 11,016 เมกะวัตต์5.4 สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) พลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำในประเทศ) ร้อยละ 20 (2) พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 15 (3) ก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 37 (4) ถ่านหินและลิกไนต์ ร้อยละ 23 และ (5) นิวเคลียร์ ร้อยละ 55.5 การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2): เมื่อเทียบการปลดปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าในปี 2573 ของแผนเดิมและแผนใหม่อยู่ที่ 0.385 และ 0.342 kgCO2/kWh ตามลำดับ และการปลดปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าของปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh หรือคิดเป็นการปลดปล่อย CO2 ประมาณ 104,075 พันตัน5.6 ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ณ ปลายแผน PDP 2015 ในปี 2579 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ของความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด5.7 ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีก: ราคาค่าไฟฟ้าขายปลีกจะเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 1.89 ต่อปี โดยมี Levelised price ปี 2558 - 2579 เท่ากับ 4.587 บาทต่อหน่วย (Discount Rate 10%)5.8 แผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า จะมีการดำเนินการโครงการระบบส่งไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วยโครงการหลักต่างๆ 6 ส่วน ได้แก่ (1) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น (2) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (3) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน (4) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า (5) โครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศแบบระบบต่อระบบ และ (6) โครงการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart Grid)
6. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานได้มีความเห็นต่อร่างแผน PDP 2015 สรุปได้ดังนี้ (1) การวางแผนการจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าควรสอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้น ในแต่ละช่วง โดยอาจกำหนดให้มีการศึกษารูปแบบ แนวทาง หลักเกณฑ์ และราคารับซื้อไฟฟ้าเพื่อรองรับ Base Load Intermediate Load และ Peak Load ของประเทศ (2) ควรให้ความสำคัญกับการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วของระบบ ไฟฟ้า ระบบส่ง และระบบท่อก๊าซธรรมชาติให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด เพื่อประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนสร้างแหล่งผลิต (3) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวโดยนำเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EEDP (EE100%) ณ ปี 2579 มาใช้จำนวน 89,672 ล้านหน่วย ควรมีแผนประเมินผลการดำเนินมาตรการ และแผนติดตามเป็นระยะ ๆ และควรพิจารณาภาระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเทียบกับผลการประหยัดพลังงาน (4) การจัดทำแผน AEDP ที่เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนที่สูงจากร้อยละ 8 ในปัจจุบัน เป็นร้อยละ 20 ในปี 2579 จะต้องคำนึงถึงความพึ่งพาได้ของพลังงานหมุนเวียนบางประเภท เช่น พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ โดยพิจารณาจัดหาพลังงานสำรองจากเชื้อเพลิงอื่นที่เหมาะสม นอกจากนี้ ควรคำนึงถึงความมั่นคงของการจัดหาพลังงานและความเชื่อมโยงกับแผนพัฒนาระบบ โครงข่ายด้วย และ (5) ควรจัดให้มีรายละเอียดเกี่ยวกับแผนพัฒนาระบบส่งและแผนการพัฒนาระบบ Smart Grid อย่างเป็นรูปธรรม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฯ ควรมีการทบทวนเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัย ที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserved Margin) ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 11 กรอบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ที่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศมี 2 ราย คือ (1) แปลงสำรวจหมายเลข B10, B11, B12 และ B13 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 1/2515/5 และ 2/2515/6) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและใกล้เคียง ปัจจุบันดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และ (2) แปลงสำรวจหมายเลข B15, B16 และ B17 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 3/2515/7 และ 5/2515/9) ของแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งปัจจุบันทั้งสองรายการเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลักที่ใช้ในการผลิตกระแส ไฟฟ้าของประเทศและใช้เป็นวัตถุดิบต้นทางของอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) รวมกำลังผลิตเฉลี่ยปี 2557 ประมาณ 2,214 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 76 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
2. สัมปทานปิโตรเลียม (4 สัมปทานใน 7 แปลงสำรวจ) ทั้งสองรายการดังกล่าวกำลังจะสิ้นสุดอายุสัมปทานลงในเดือนเมษายน 2565 และมีนาคม 2566 ภายหลังจากที่ได้รับการต่อระยะเวลาผลิตเป็นเวลา 10 ปีไปแล้วหนึ่งครั้ง (เมื่อปี 2555 และ 2556) ทั้งนี้ตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมจะไม่สามารถต่ออายุสัมปทานได้อีก โดยบรรดาทรัพย์สินที่จะตกเป็นทรัพย์สินของรัฐ อย่างไรก็ดี แหล่งก๊าซธรรมชาติในสัมปทานที่จะสิ้นอายุในปี 2565 - 2566 เชื่อว่าจะยังมีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่สามารถผลิตขึ้นมาใช้ได้ต่อไปอีก ประมาณ 10 ปี
3. ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากสัมปทานที่กำลังจะสิ้นสุดอายุนี้ เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศไทย ดังนั้น ความต่อเนื่องในการผลิตของแหล่งทั้งสองจึงมีความสำคัญอย่างยิ่งต่อความมั่น คงด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ การพิจารณาตัดสินใจของรัฐบาลเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซ ธรรมชาติในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุจึงมีความจำเป็นที่จะต้องมีความ ชัดเจน อย่างช้าภายในปี 2560 (หรือ 5 ปีก่อนสิ้นอายุสัมปทาน) เพื่อไม่ให้กระทบต่อการลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งผลิต และรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติไม่ให้ลดต่ำลง
4. กรอบแนวทางการดำเนินงาน : สามารถสรุปกรอบแนวทางการบริหารจัดการในพื้นที่สัมปทานดังกล่าว ได้ดังนี้ (1) ความต่อเนื่องในการดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซ ธรรมชาติไม่ให้ลดต่ำลงถือเป็นประเด็นที่มีความสำคัญอย่างมาก แต่ทั้งนี้ก็จำเป็นจะต้องเปิดให้มีการเจรจาหาผู้ดำเนินงานปรับปรุงเพิ่มสัด ส่วนการถือครองของในแหล่งก๊าซธรรมชาติ การปรับปรุงระบบการจัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐให้เหมาะสม รวมถึงการพิจารณาราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติไปพร้อมกันด้วย (2) ระบบการบริหารจัดการฯ จัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐ ในเบื้องต้นสามารถเป็นได้ทั้งระบบสัมปทานตามกฎหมายปิโตรเลียม หรือระบบสัญญาอื่นๆ ได้แก่ ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract: PSC) ซึ่งทุกแนวทางจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด อนึ่งหากจะนำระบบ PSC มาใช้ก็อาจต้องมีการปรับโครงสร้างองค์กรของรัฐ และจะต้องเตรียมความพร้อมของบุคลากรควบคู่ไปด้วย และ (3) การเพิ่มสัดส่วนของรัฐในการถือครองแหล่งก๊าซ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยนำศักยภาพปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่ยังเหลืออยู่ในพื้นที่ผลิต รวมทั้งสิ่งก่อสร้างและอุปกรณ์การผลิตที่จะตกเป็นของรัฐตามกฎหมายเมื่อสิ้น สุดอายุสัมปทาน มาประกอบการพิจารณาด้วย ซึ่งอาจเจรจาเพื่อการลดสัดส่วนการถือสิทธิของผู้รับสัมปทานและเพิ่มการถือ สิทธิของรัฐในพื้นที่แหล่งผลิต หรือการเรียกเก็บโบนัสการลงนามหรือโบนัสการผลิตต่างๆ เพิ่มขึ้น
5. การเตรียมการของกระทรวงพลังงาน: ปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ว่าจ้างบริษัทผู้เชี่ยวชาญที่ปรึกษาเพื่อทำการประเมินปริมาณสำรอง และปริมาณทรัพยากรของกลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณ และแหล่งก๊าซบงกช (2) ชธ. จัดทำบัญชีสิ่งติดตั้ง/อุปกรณ์ การผลิต โดยแยกสิ่งติดตั้งที่เป็นของผู้รับสัมปทาน กับสิ่งติดตั้ง/อุปกรณ์การผลิตที่เป็นการเช่าเพื่อใช้งาน เพื่อพิจารณาว่าส่วนใดบ้างจะต้องเป็นของรัฐ และ (3) คณะกรรมการปิโตรเลียมได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาพิจารณาเสนอแนะแนว ทางดำเนินการคัดเลือกผู้ดำเนินงานและระบบบริหารจัดการที่เหมาะสม รวมถึงการปรับแก้ไขกฎหมาย กฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีพิจารณาตาม กรอบแนวทางการดำเนินงานในข้อ 4
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ตามกรอบแนวทาง การดำเนินงานรวมทั้งรับทราบการเตรียมการของกระทรวงพลังงาน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการปิโตรเลียมรับไปพิจารณาดำเนินการ ให้ได้ข้อยุติที่เป็นรูปธรรมภายในหนึ่งปี
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2557 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ที่เห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการทำสัญญากับ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) รวมทั้งเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลงเพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน โดยให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือ ภายใน 6 เดือน ภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญาแล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2558 กระทรวงพลังงาน ได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” กับ SPRC
2. SPRC ไม่สามารถดำเนินการเพื่อจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทย ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือนได้ เนื่องจากกระบวนการพิจารณาอนุมัติการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ได้เปลี่ยนแปลงไป และปัจจุบันคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (ก.ล.ต.) จะต้องใช้เวลาตรวจสอบเอกสาร คำร้องเพื่อเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ประมาณ 4 - 6 เดือน จากเดิมที่ประมาณการว่าจะใช้เวลาเพียง 2 เดือน ดังนั้น จึงจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการอย่างน้อย 8 เดือน ในการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ให้แล้วเสร็จ
3. SPRC วางแผนจะยื่นคำขอและเอกสารประกอบคำขอจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ต่อ ก.ล.ต. ในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2558 จึงจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2558 มิเช่นนั้นจะมีผลต่อการจัดทำข้อมูลเพื่อเปิดเผยในหนังสือชี้ชวนในเรื่องการ เปิดเผยความเสี่ยงในกรณีที่ SPRC อาจผิดสัญญาไม่สามารถทำการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ได้ภายในกำหนด SPRC จึงมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอแก้ไขสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม โดยขอขยายกำหนดเวลาจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศ ไทยออกไปเป็นภายในปี 2558
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการจำหน่ายหุ้นของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) ให้แก่ประชาชนเป็นภายในปี พ.ศ. 2558 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมต่อไป
2. ในกรณีที่สภาวะตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในช่วงเวลาสิ้นปี พ.ศ. 2558 ไม่เอื้ออำนวยให้ได้ราคาหุ้นที่สะท้อนมูลค่าที่แท้จริง มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ SPRC เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่าย หุ้นที่เหมาะสมขึ้นใหม่ และดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ต่อไป
เรื่องที่ 13 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และแผนโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 รวมทั้งแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 เพื่อให้สามารถส่งก๊าซธรรมชาติรองรับกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เรื่อง หลักการและแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 พร้อมทั้งรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอต่อ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2558 ซึ่งร่างแผน PDP 2015 ได้ส่งผลต่อการประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าอย่าง มีนัยสำคัญ
2. ประมาณการความต้องการก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในระยะยาว (ปี 2558 - 2579) ของประเทศไทย
2.1 ประมาณการความต้องการก๊าซธรรมชาติ: ในช่วงปี 2553 – 2557 มีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 5.6 ต่อปี และในปี 2557 อยู่ที่ 4,714 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ส่วนใหญ่อยู่ในภาคการผลิตไฟฟ้า และในช่วงปี 2558 – 2562 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ซึ่งโดยรวมคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจาก 4,714 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรืออัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี สำหรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว คาดว่าจะลดลงจากภาครัฐมีนโยบายลดการพึ่งพาการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งส่งผลให้ปี 2579 สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าจะลดลงเหลือประมาณร้อยละ 37 (ตามร่างแผน PDP 2015) จากปี 2557 ที่มีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 59 จากสมมติฐานดังกล่าว ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ปี 2563 - 2579) ของประเทศจะลดลง โดยในปี 2563 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยรวม (กรณีฐาน หรือ Base case) จะอยู่ประมาณ 4,915 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และในช่วงท้ายแผนในปี 2579 จะลดลงอยู่ที่ประมาณ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ ในกรณีที่โรงไฟฟ้าถ่านหินที่ระบุในร่างแผน PDP 2015 อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด รวมถึงแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) ที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย ดังนั้น จึงพิจารณาความเป็นไปได้ของปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในกรณีที่มี ความเป็นไปได้สูงที่สุด (Most likely case) สำหรับใช้ผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน เนื่องจากนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการ ได้ตามกำหนดรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์ และความต้องการใช้ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้น จากการนำไปใช้ผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณีที่แผน AEDP และ EEDP สามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ ปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติในปี 2579 ของกรณี Most likely case จะปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นที่ระดับประมาณ 5,652 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน2.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ: แบ่งเป็น 3 ส่วน ได้แก่ (1) แหล่งก๊าซธรรมชาติภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) นำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศเพื่อนบ้าน (ประเทศสหภาพเมียนมา) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) โดยในปี 2557 จัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 4,691 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็น จัดหาจากแหล่งภายในประเทศฯ ประมาณ 3,657 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 78) การนำเข้าจากแหล่งในประเทศเพื่อนบ้านฯ ประมาณ 843 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 18) และการนำเข้า LNG ที่ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 4) สำหรับในระยะยาว ยังคงต้องมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่เดิม และจากสัญญาใหม่จากทั้ง 2 แหล่ง นอกจากนี้ยังจำเป็นต้องนำเข้า LNG อย่างต่อเนื่อง และมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของแหล่งในประเทศมีจำกัดและลดลงตามอายุการ ผลิต ประกอบกับเมียนมามีนโยบายที่จะไม่ส่งออกก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทยเพิ่ม เติม ทำให้ในปี 2579 คาดว่าจะต้องนำเข้า LNG สูงถึงประมาณ 31.4 ล้านตันต่อปี หรือประมาณ 4,400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ภายใต้กรณีที่มีความเป็นไปได้สูงที่สุด หรือ Most likely case)
3. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้
3.1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เงินลงทุนรวม 143,000 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) ระยะที่ 1 เงินลงทุน 13,900 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จภายในปี 2560 – 2562 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับการปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเชื่อมแหล่งอุบล และสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย-แก่งคอย (2) ระยะที่ 2 เงินลงทุน 117,100 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบกเส้นที่ 5 จากระยองไปไทรน้อย–โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/พระนครใต้ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปจังหวัดราชบุรี และ (3) ระยะที่ 3 เงินลงทุน 12,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี-วังน้อย และสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบกเส้นที่ 53.2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) เพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า LNG ในปริมาณที่สูงกว่า 10 ล้านตันต่อปี ซึ่งเป็นการเตรียมความพร้อมสำหรับการจัดหา LNG มาทดแทนการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านทางโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งจากในประเทศ (แหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก) และนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ที่มีแนวโน้มลดลงและหมดไปในอนาคต เงินลงทุนรวม 65,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 – 2567 ได้แก่ โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง และโครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา)
4. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีความเห็นต่อแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานฯ ดังนี้ (1) เห็นควรสนับสนุนแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่น คง ช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบโครงข่ายพลังงานของประเทศในระยะยาว (2) เห็นควรให้ ปตท. ศึกษาเปรียบเทียบต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ในรูปแบบ LNG ผ่าน Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) กับการก่อสร้างโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติ ราชบุรี – วังน้อย โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก เส้นที่ 5 และโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติราชบุรี – วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี เพื่อความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ สำหรับการผันก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกไปยังฝั่งตะวันตก (กรณีที่ไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้) และ (3) เห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนการบริหารจัดการความเสี่ยงของการดำเนินโครงการตามแผนฯ และพิจารณาให้ความสำคัญกับการประเมินและศึกษาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากการ ดำเนินโครงการ ในกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ทันตามแผนฯ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) เห็นควรให้ ปตท. เร่งดำเนินโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ วังน้อย-แก่งคอย เพื่อใช้จัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าพระนครใต้ (ทดแทน) ชุดที่ 1 ของ กฟผ. ที่จะดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนเมษายน 2562 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เนื่องจากมีความสำคัญต่อความมั่นคงของระบบการผลิตและจ่ายไฟฟ้าของพื้นที่ กรุงเทพฯ และปริมณฑล และ (2) เพื่อให้โครงการเร่งด่วนดังกล่าวแล้วเสร็จตามกำหนดการ จำเป็นต้องขอความร่วมมือและขอความสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง ทุกหน่วยงานในกระบวนการขออนุญาตต่างๆ จากภาครัฐ เช่น กระบวนการพิจารณาให้ความเห็นชอบรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ กระบวนการส่งมอบพื้นที่เพื่อเข้าดำเนินการก่อสร้างทั้งในส่วนของภาครัฐและ เอกชน กระบวนการพิจารณาค่าทดแทนทรัพย์สิน/ค่ารอนสิทธิ์ในการใช้พื้นที่เพื่อดำเนิน โครงการจาก กกพ. เป็นต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
1. เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท
2. เห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และให้นำผลการดำเนินการเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ ทราบต่อไป
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้การสนับสนุนในกระบวนการขออนุญาตต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จตามแผนระบบรับส่งและแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซ ธรรมชาติต่อไป