![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. ครั้งที 1 วันจันทร์ที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1)
วันจันทร์ที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ปี 2558
2.สถานการณ์พลังงานปี 2557 และแนวโน้มปี 2558
3.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
4.แผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ ปี 2558
5.รายงานงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีบัญชี 2555 และ 2556
7.อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 - 2562
9.แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579
11.รายงานความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เพื่อให้การดำเนินนโยบายด้านพลังงานด้านต่างๆ สอดคล้องเชื่อมโยงกัน กระทรวงพลังงานจึงได้จัดทำร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ (กพช.) ในช่วงปี 2558 ทั้งนี้ นโยบาย แผนงานและมาตรการในร่างปฏิทินฯ เสนอโดยหน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ในเบื้องต้นมีเรื่องเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) ในช่วงเดือนมีนาคมถึงเดือนเมษายน 2558 นำเสนอเรื่อง แผนแม่บทพลังงานของประเทศ (ประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศแผนอนุรักษ์พลังงาน แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก แผนน้ำมัน และแผนก๊าซธรรมชาติ) การผลิตน้ำมันจากขยะอุตสาหกรรม การก่อสร้างระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ และแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ (2) ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2558 นำเสนอเรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 – 2579) และการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ (3) ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงเดือนสิงหาคม 2558 นำเสนอเรื่อง ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง (เครื่องยนต์และปั๊มความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำ) และการปรับปรุงกฎหมายของกระทรวงพลังงาน และ (4) ในช่วงเดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคม 2558 นำเสนอเรื่องการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (สปป.ลาว กัมพูชาและเมียนมาร์) และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์พลังงานปี 2557 และแนวโน้มปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงานปี 2557 โดยภาพรวมการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 เมื่อเทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ที่คาดว่าทั้งปี 2557 จะขยายตัวร้อยละ 1.0 ทั้งนี้ เศรษฐกิจไทยในไตรมาสแรกอยู่ในภาวะหดตัวและเริ่มปรับตัวดีขึ้นในช่วงไตรมาส ที่ 2 ภายหลังจากสถานการณ์ทางการเมืองเปลี่ยนแปลงไปในทางที่ดีขึ้น โดยการจัดหา การใช้ และมูลค่าพลังงาน สรุปได้ดังนี้ (1) การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในประเทศลดลงร้อยละ 0.6 ขณะที่การนำเข้าพลังงาน เชิงพาณิชย์ขั้นต้น (สุทธิ) เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 57 ของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น (2) การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45 เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 และน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 ถ่านหิน/ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 11.2 การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลงร้อยละ 1.8 (3) มูลค่าการนำเข้าพลังงานรวม 1,408,807 ล้านบาท ลดลงร้อยละ 0.5 ทั้งนี้ มูลค่าการนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปของปี 2557 เพิ่มขึ้นร้อยละ 54.9 เนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันปิดซ่อมบำรุงหลายแห่ง และ (4) มูลค่าการส่งออกพลังงานรวม 330,254 ล้านบาท ลดลงร้อยละ 12.1
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด แบ่งเป็น (1) น้ำมันสำเร็จรูป มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 เทียบกับปี 2556 โดยน้ำมันกลุ่มเบนซิน มีปริมาณการใช้เฉลี่ย 23.3 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 เนื่องจากปริมาณรถใหม่ที่เพิ่มขึ้นประกอบกับราคาขายปลีกลดลงส่งผลให้มีการ ใช้มากขึ้น การใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มจาก 20.5 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 21.9 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 6.83 ในปี 2556 ปัจจัยหลักมาจากมาตรการจูงใจทางด้านราคาน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลที่ถูกกว่า น้ำมันเบนซิน รวมทั้งสถานีบริการมีจำนวนมากขึ้น น้ำมันดีเซลมีปริมาณการใช้เฉลี่ย 57.7 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.9 เนื่องจากรถบางส่วนเปลี่ยนไปใช้ NGV และการเพิ่มขึ้นของรถใหม่ที่ใช้น้ำมันดีเซลเริ่มชะลอตัวลง น้ำมันเครื่องบิน มีปริมาณการใช้เฉลี่ย 15.1 ล้านลิตรต่อวัน ลดลงร้อยละ 0.9 เนื่องจากนักท่องเที่ยวต่างชาติมีจำนวนลดลงต่อเนื่องมาตั้งแต่ปลายปี 2556 จากปัญหาทางการเมืองของไทย น้ำมันเตามีการใช้ลดลงร้อยละ 3.8 ซึ่งเป็นการใช้ที่มีแนวโน้มลดลงมาอย่างต่อเนื่อง และ LPG มีการใช้ลดลงร้อยละ 0.9 ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากนโยบายการปรับราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (2) ไฟฟ้า มีการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 181,452 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 โดยส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 66 และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้า 167,882 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 จากความเชื่อมั่นของผู้บริโภคและการขยายตัวทางเศรษฐกิจหลังสถานการณ์ทางการ เมืองภายในประเทศปรับตัวไปในทิศทางที่ดีขึ้น โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้ามากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 44 โดยเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.9 ส่วนภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 และ 1.4 ตามลำดับ
3. แนวโน้มพลังงานปี 2558 โดยมีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจที่ร้อยละ 3.5 – 4.5 จากการประมาณการของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) มีปัจจัยสนับสนุนจากการส่งออกและการท่องเที่ยวที่คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้นตาม การฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลก รวมทั้ง การลงทุนของภาคเอกชนและภาครัฐ ประกอบกับการลดลงของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ดังนี้ (1) ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 ตามภาวะเศรษฐกิจที่คาดว่าจะขยายตัว คาดว่าความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 การใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.2 การใช้ถ่านหินและลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 และการใช้พลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.6 (2) น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าการใช้น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5 น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 น้ำมันเครื่องบินเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 เนื่องจากความต้องการใช้ในรถยนต์ที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ขณะที่การใช้น้ำมันเตาคาดว่าลดลงร้อยละ 2.9 จากแนวโน้มการใช้ที่ลดลงมาอย่างต่อเนื่อง โดยภาพรวมการใช้น้ำมันสำเร็จรูปคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.5 และ (3) ไฟฟ้า คาดว่าการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ตามเศรษฐกิจที่คาดว่าจะมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องจากการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ โลก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
สรุปสาระสำคัญ
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 มีความก้าวหน้าการดำเนินงานดังนี้ (1) มีโครงการที่ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนให้สามารถตอบรับซื้อได้ 25 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 138.35 เมกะวัตต์สูงสุด (2) โครงการที่ติดปัญหาสายส่งรองรับไม่ได้รวม 153 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 875.025 เมกะวัตต์สูงสุด ให้เปลี่ยนพื้นที่ตั้งได้ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558 มีโครงการยืนยันว่าที่ตั้งเดิมไม่ติดปัญหา 27 โครงการ (204.50 เมกะวัตต์สูงสุด) อยู่ระหว่างตรวจสอบข้อมูลเบื้องต้น มีโครงการขอเปลี่ยนที่ตั้งใหม่เนื่องจากมีปัญหาสายส่งและปัจจุบันมีความ พร้อมเรื่องสายส่งและการใช้ที่ดินแล้ว 7 โครงการ (56 เมกะวัตต์สูงสุด) ได้ส่งเอกสารขอเปลี่ยนที่ตั้งใหม่แล้ว อยู่ระหว่างรอคณะกรรมการบริหารมาตรการฯ ตอบรับซื้อและส่งให้การไฟฟ้าทำสัญญา มีโครงการอยู่ระหว่างเสนอขอเปลี่ยนที่ตั้งและตรวจสอบความพร้อมสายส่งไฟฟ้า 50 โครงการ และส่วนที่เหลือ 69 โครงการ ยังไม่มีการดำเนินการ ทั้งนี้ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้ (1,013.375 เมกะวัตต์สูงสุด) และประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้วเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัย ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ เพิ่มเติมให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 131 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ปัจจุบัน สกพ. ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 และออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเริ่มให้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย มีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ปัจจุบันคณะกรรมการบริหารมาตรการฯ อยู่ระหว่างพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกโครงการ และคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2558 และทั้งนี้ สกพ. จัดทำร่างระเบียบว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยว ข้องเสร็จเรียบร้อยแล้วและรอประกาศในราชกิจจานุเบกษา
4. สรุปสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ณ วันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2558 แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 645 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,414 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,563 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 346 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 140 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 1,232 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 12 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 153 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 875 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,787 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ ปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2557 ประเทศไทยจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 4,925 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นจัดหาจากภายในประเทศไทยประมาณ 3,730 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นำเข้า LNG ประมาณ 182 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และนำเข้าจากสหภาพเมียนมาร์ประมาณ 1,013 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมาจาก 3 แหล่งผลิต คือ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า
2. ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในสหภาพเมียนมาร์ มีแผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติ แหล่ง ยาดานา (Yadana) และแหล่งเยตากุน (Yetagun) ระหว่างวันที่ 10 - 19 เมษายน 2558 และแหล่งซอติกา (Zawtika) ระหว่างวันที่ 20 - 27 เมษายน 2558 นอกจากนี้ ในช่วงครึ่งหลังของปี 2558 จะมีแผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซฯ JDA A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ในช่วงเดือนมิถุนายนและกันยายน 2558 ทำให้ ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ให้โรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 1 และ 2 จังหวัดสงขลา ซึ่งมีกำลังผลิตคิดเป็นร้อยละ 57 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในเขตภาคใต้ทั้งหมด
3. แหล่งก๊าซธรรมชาติยาดานาและเยตากุนในสหภาพเมียนมาร์หยุดซ่อมบำรุง ระหว่างวันที่ 10 - 19 เมษายน 2558 เนื่องจากแหล่งยาดานา มีแผนปรับปรุงทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิตกลางและแท่นอื่นๆ และแหล่งเยตากุน มีแผนเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้เผาก๊าซฯ บนแท่นผลิต และตรวจสอบอุปกรณ์ต่างๆ บนแท่นผลิต ทำให้ ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ให้ผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกรวมปริมาณ 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ส่งผลให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก กำลังผลิตรวมประมาณ 7,411 เมกะวัตต์ ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ที่โดยปกติรับจากสหภาพเมียนมาร์ ทำให้บางส่วนต้องใช้เชื้อเพลิงจากแหล่งอื่น เช่น น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา และก๊าซฯ จาก ฝั่งตะวันออก ทั้งนี้ กฟผ. สามารถจัดการกำลังผลิตให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ตลอดช่วงการทำงาน เนื่องจากในช่วงเทศกาลสงกรานต์มีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ โดยใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อเสริมระบบชดเชย สำหรับโรงไฟฟ้าที่ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นแทนได้และต้องหยุด เดินเครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ชุดที่ 3 และโรงไฟฟ้าราชบุรีเวิลด์ (SPP) ประเมินว่าระบบไฟฟ้าจะสูญเสียกำลังผลิตรวมประมาณ 2,615 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ แนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ผู้ใช้ก๊าซฯ บนเส้นท่อฝั่งตะวันตกจะถูกจัดสรรให้ใช้ก๊าซที่คงค้างในท่อ (Line Pack) และบางส่วนจะถูกจัดสรรให้ SPP ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรมใช้ก๊าซฯ จากระบบท่อฝั่งตะวันออก โดย ปตท. ต้องขอผ่อนผันข้อกำหนดคุณภาพก๊าซฯ NGV บนเส้นท่อดังกล่าว และให้ผู้ผลิตก๊าซฯ ทุกราย ท่ารับ LNG และระบบท่อส่งก๊าซฯ เตรียมความพร้อมในการจ่ายก๊าซฯ เต็มกำลังการผลิต จัดทำแผนรองรับและแนวทางการบริหารจัดการกรณีเกิดเหตุการณ์ที่มีผลกระทบซ้ำ ซ้อน จัดตั้งศูนย์ติดตามสถานการณ์การหยุดจ่ายก๊าซฯ จากเมียนมาร์ เพื่อติดตามการดำเนินงาน ส่วนแนวทางแก้ไขปัญหาด้านไฟฟ้า จะใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องให้โรงไฟฟ้า โดยปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือชุดที่ 1 ให้สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และประสานงานโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวให้เดิน เครื่องเต็มความสามารถ ซื้อไฟฟ้าในส่วน Enhance Capacity จากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงอื่นๆ เพิ่มจากกรณีปกติ รวมทั้งจัดหาและสำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ
4. แหล่งก๊าซธรรมชาติซอติก้า ในสหภาพเมียนมาร์หยุดซ่อมบำรุงระหว่างวันที่ 20-27 เมษายน 2558 เนื่องจากมีแผนตรวจสอบอุปกรณ์และซ่อมบำรุงอุปกรณ์เพิ่มความดัน ส่งผลทำให้ปริมาณจัดส่งก๊าซฯ จากฝั่งตะวันตกจะลดลงประมาณ 430 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกบางส่วน ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ต้องเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงรอง ได้แก่ น้ำมันเตาสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน และน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ทั้งนี้ กฟผ. สามารถจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าและรักษา มาตรฐานความมั่นคงได้ตลอดช่วงการทำงาน ทั้งนี้ แนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ประสานกับผู้ผลิตก๊าซฯ ถึงความเป็นไปได้ในการเลื่อนเข้ามาหยุดซ่อมบำรุงในช่วงเดียวกับเยตากุนและ ยาดานา เพิ่มการรับก๊าซฯ จากอ่าวไทยเต็มที่ เพิ่มการ send out LNG ตามข้อจำกัดด้านคุณภาพก๊าซฯ ประสานผู้ผลิตก๊าซฯ ทุกราย ท่ารับ LNG และระบบท่อส่งก๊าซฯ ให้เตรียมความพร้อมในการจ่ายก๊าซฯ เต็มกำลังการผลิต รวมทั้งพิจารณาเลื่อนแผนการทำงานที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และงดการทำงานที่มีความเสี่ยงต่อการจ่ายก๊าซฯ ส่วน NGV ไม่ได้รับผลกระทบ ในด้านไฟฟ้าจะใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เปลี่ยนเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าพระนครเหนือพลังความร้อนร่วมชุดที่ 1 กลับไปใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก และเริ่มเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ชุดที่ 3 ด้วยเชื้อเพลิงก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก และประสานโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวให้เดินเครื่อง เต็มความสามารถ รวมทั้งสำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ
5. แหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย หยุดซ่อมบำรุงในช่วงเดือนมิถุนายนและเดือนกันยายน 2558 โดยแหล่ง JDA A-18 มีแผนติดตั้งทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิต (Booster tie-in and Bridge installation) ระหว่างวันที่ 7 - 13 มิถุนายน 2558 (7 วัน) และมีแผนทดสอบระบบเพิ่มความดันที่ติดตั้งใหม่ (Commissioning Compressor) ระหว่างวันที่ 30 สิงหาคม - 8 กันยายน 2558 (10 วัน) ในช่วงดังกล่าวจะไม่มีก๊าซฯ จากแหล่ง JDA A-18 จ่ายให้โรงไฟฟ้าจะนะ และกระทบต่อปริมาณการผลิต NGV ที่จะนะ 176 ตันต่อวัน ในด้านไฟฟ้าทำให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซลแทน (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยน้ำมันดีเซล) โดยจะมีการใช้น้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ และน้ำมันดีเซลที่โรงไฟฟ้าสุราษฎ์ธานีเพื่อเสริมระบบชดเชย ทั้งนี้ ระบบไฟฟ้ายังคงมีกำลังผลิตเพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในเขตภาคใต้ ส่วนแนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ในภาคขนส่งช่วงเดือนมิถุนายน ยังจัดสรรก๊าซฯ ค้างท่อให้ได้โดยไม่มีผลกระทบ และช่วงเดือนกันยายน จัดสรรก๊าซฯ ค้างท่อ และจัดสรร NGV จาก ภาคกลางทดแทนได้เพิ่มเติมประมาณ 50 ตันต่อวัน ด้านไฟฟ้า ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องโรงไฟฟ้า โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 เดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล ตรวจสอบโรงไฟฟ้าภาคใต้ทั้งหมดให้พร้อมใช้งาน ก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ งดการหยุดเครื่องบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าภาคใต้ ในช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ ประสานการไฟฟ้ามาเลเซียขอซื้อไฟฟ้าผ่านระบบ HVDC สำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ เต็มความสามารถจัดเก็บ ได้แก่ น้ำมันเตาสำหรับโรงไฟฟ้ากระบี่ และน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ และโรงไฟฟ้าสุราษฎ์ธานี ประสานงาน ปตท. จัดส่งน้ำมันระหว่างงานเพื่อให้สามารถรองรับงานล่าช้า 3 วัน รวมทั้งรณรงค์ลดการใช้ไฟฟ้าและใช้มาตรการลดการใช้พลังงาน โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00 - 21.30 น. ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงในเขตภาคใต้
6. กระทรวงพลังงาน มีการดำเนินการดังนี้ (1) จัดซ้อมแผนรองรับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงานของประเทศ ประจำปี 2558 ในวันที่ 18 มีนาคม 2558 (2) กำกับการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งหมดเพื่อให้มีความพร้อมและ ดำเนินการเป็นไปตามแผน และ (3) รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดซ่อมบำรุงแหล่ง ก๊าซฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีบัญชี 2555 และ 2556
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 34/2 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย มาตรา 15 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนและให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภท ของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบและ ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่ง สตง. ได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีบัญชี 2555 เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2556 และปีบัญชี 2556 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2557 เรียบร้อยแล้ว โดยกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ ณ สิ้นปีบัญชี 2555 จำนวนเงิน 30,025.86 ล้านบาท และ ณ สิ้นปีบัญชี 2556 จำนวน 32,441.54 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ด้วยสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวนทั้งสิ้น 82 โครงการ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา (Contracted Capacity) รวม6,901 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) ระเบียบสัญญารอบก่อนปี 2550 จำนวน 25 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,787 เมกะวัตต์ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (2) ระเบียบสัญญารอบปี 2550 จำนวน 18 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,604 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 16 โครงการ ปริมาณไฟฟ้า 1,414 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจำนวน 2 โครงการ ปริมาณไฟฟ้า 180 เมกะวัตต์ และ (3) ระเบียบสัญญารอบปี 2553 จำนวน 39 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 3,510 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยได้ระบุถึงเรื่อง SPP ที่จะหมดอายุลงว่า จะไม่พิจารณาต่ออายุสัญญา เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่รับซื้อในรอบก่อนปี 2550 จำนวน 25 โครงการ กำลังจะเริ่มทยอยสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อภาคอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ไอน้ำ จึงจำเป็นต้องมีการกำหนดแนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนและสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอแนวทางการส่งเสริม SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาให้สามารถดำเนินการผลิตได้อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานในภาคอุตสาหกรรม ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 ซึ่ง กบง. ได้เห็นชอบหลักการ และแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
3. หลักการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 มีดังนี้ (1) การต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่เป็นเทคโนโลยีเก่าและมีประสิทธิภาพต่ำ ควรมีการเจรจาเพื่อปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อ ผู้ใช้ไฟฟ้า เนื่องจากผู้ประกอบการได้รับผลตอบแทนในส่วนของการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าคืน ทั้งหมดแล้ว ดังนั้นราคารับซื้อไฟฟ้าที่ปรับปรุงใหม่ ควรจะสะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น และ (2) ในกรณีก่อสร้างโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ใหม่ ควรส่งเสริมให้เกิดการผลิตไฟฟ้ารูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation) เพื่อลดความสูญเสียการส่งพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วย SPP ระบบ Cogeneration เกิดประโยชน์สูงสุด
4. กระทรวงพลังงานขอเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา ภายในปี 2560 – 2568 โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3 - 5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ (2) กลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่า นั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอ น้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วย ระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการ ก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับหลักการและแนวทางที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 7 อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 - 2562
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลกำหนดให้การจัดการขยะเป็นวาระแห่งชาติที่ต้องดำเนินการอย่างเร่งด่วน เนื่องจาก มีขยะตกค้างและขยะที่มีการจัดการไม่ถูกต้องอยู่เป็นจำนวนมาก เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อที่จะประกาศใช้ในปี 2558 สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ (ใช้เชื้อเพลิงจากขยะชุมชน) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อให้สามารถส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ครบทุกประเภท เชื้อเพลิง และเพื่อให้การจัดการขยะเป็นไปอย่างครบวงจรและครอบคลุมขยะทุกประเภท ประกอบกับกระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงกลาโหม ได้ร่วมมือกันเพื่อพัฒนานิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกากอุตสาหกรรม ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงได้จัดทำนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมตามนโยบายรัฐบาล และรองรับการดำเนินโครงการความร่วมมือในพื้นที่นำร่อง “นิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกากอุตสาหกรรม”
2. คำนิยาม “ขยะชุมชน” (Municipal solid waste) คือขยะที่เกิดจากกิจกรรมต่างๆ ในชุมชน รวมทั้งเศษวัสดุก่อสร้าง แต่ไม่รวมของเสียอันตรายและมูลฝอยติดเชื้อ ส่วน “ขยะหรือกากอุตสาหกรรม” (Industrial waste) คือสิ่งของที่ไม่ใช้แล้วหรือของเสียทั้งหมดที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการ โรงงาน รวมถึงของเสียจากวัตถุดิบ ของเสียที่เกิดขึ้นในกระบวนการผลิตของเสียที่เป็นผลิตภัณฑ์เสื่อมคุณภาพ และน้ำทิ้งที่มีองค์ประกอบหรือมีคุณลักษณะที่เป็นอันตราย โดยแบ่งประเภทขยะอุตสาหกรรมเป็น (1) กากอุตสาหกรรมไม่อันตราย (Non Hazardous Waste) หมายถึง สิ่งปฏิกูลหรือวัสดุที่ไม่ใช้แล้วที่ไม่มีองค์ประกอบหรือปนเปื้อนสารอันตราย หรือมีลักษณะเช่นเดียวกับมูลฝอยชุมชน ยกเว้นของเสียที่เกิดจากอาคารสำนักงานและบ้านพักคนงาน เช่น หนังสือพิมพ์ เศษอาหาร ขยะมูลฝอยทั่วไป เป็นต้น และ (2) กากอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย (Hazardous Waste) หมายถึง สิ่งปฏิกูลหรือวัสดุที่ไม่ใช้แล้วที่มีองค์ประกอบหรือปนเปื้อนสารอันตราย หรือมีคุณสมบัติอย่างใดอย่างหนึ่งหรือหลายอย่าง ดังนี้ สารไวไฟสารกัดกร่อน สารพิษ สารที่มีองค์ประกอบของสิ่งเจือปนที่เป็นสารอันตรายเกินค่ามาตรฐานที่กําหน ดไว้
3. สถานการณ์ขยะของประเทศไทย ปี 2556 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยะมูลฝอยชุมชน 26.8 ล้านตัน (2) ของเสียอันตราย 0.56 ล้านตัน (3) มูลฝอยติดเชื้อ 50,500 ตัน (4) กากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 30.63 ล้านตัน และ (5) กากอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย 2.69 ล้านตัน ทั้งนี้ จากการประเมินเบื้องต้น พบว่า ขยะอุตสาหกรรมในระบบที่ยังกำจัดไม่ถูกต้องหรือส่งออกนอกระบบมีอยู่ประมาณ 5 แสนตันต่อปี คาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 50-100 เมกะวัตต์ โดยที่ผ่านมาขยะอุตสาหกรรมโดยเฉพาะขยะอุตสาหกรรมที่เป็นอันตรายไม่เคยมีนโย บายส่งเสริมให้นำมาผลิตเป็นไฟฟ้า แต่ในระยะเริ่มต้นเพื่อส่งเสริมให้ขยะอุตสาหกรรมที่อาจเคยมีการลักลอบทิ้ง ออกสู่ชุมชนเข้าสู่ระบบการจัดการขยะที่ถูกต้อง และสามารถจัดการขยะอุตสาหกรรมได้อย่างครบวงจร กระทรวงพลังงาน จึงเสนอให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม 50 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2562
4. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำ “ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562” เพื่อรองรับนโยบายเร่งด่วนของรัฐบาล ในการจัดการขยะอุตสาหกรรมทั้งที่เป็นอันตรายและไม่เป็นอันตราย ซึ่งการกำจัดกากขยะอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย ต้องได้รับการรับรองจากกระทรวงอุตสาหกรรม โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรม แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าที่ต่อยอดจากเตาเผาขยะอุตสาหกรรมเดิมที่มีอยู่ก่อนวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือนิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกาก อุตสาหกรรม และ (3) โรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้เทคโนโลยี พลาสม่าและตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือนิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกาก อุตสาหกรรม โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562 สรุปได้ดังนี้
5. ข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงพลังงาน มีดังนี้ (1) มอบหมายให้ กบง. แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ โดยให้มีองค์ประกอบจากกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีอำนาจหน้าที่ในการออกหลักเกณฑ์การคัดเลือกและพิจารณาผู้เข้าร่วม โครงการ รวมถึงกำหนดประเภทขยะอุตสาหกรรมที่จะส่งเสริม และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบเป็นระยะต่อไป (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ไปดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ อุตสาหกรรม ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ (3) มอบหมายให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่จะได้รับคัดเลือกจากคณะอนุกรรมการตาม ข้อ (1) เป็นกรณีพิเศษ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงาน ทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP)
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562
3. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ความคืบหน้าการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม พ.ศ. 2557 และได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2558 ทั้งนี้ การไฟฟ้าอยู่ระหว่างจัดทำแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไของระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าฯ เพื่อใช้ลงนามกับโครงการที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเจรจา แล้วเสร็จต่อไป1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์) พ.ศ. 2557 และได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ระเบียบดังกล่าว โดยให้ผู้สนใจสามารถยื่นคำขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 โดยมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ กฟน. จำนวน 35.691 เมกะวัตต์ และ กฟภ. จำนวน 32.530 เมกะวัตต์1.3 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร โดย กกพ. ได้หารือเพิ่มเติมกับหน่วยงานราชการต่างๆ และสหกรณ์ภาคการเกษตรที่เกี่ยวข้อง ปัจจุบันได้จัดทำระเบียบฯ ในส่วนนี้แล้วเสร็จและอยู่ระหว่างประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยมีประเด็นสำคัญดังนี้ (1) นิยามของหน่วยงานราชการ และสหกรณ์ภาคการเกษตร (2) ความเป็นเจ้าของโครงการ (3) ที่ตั้งโครงการ สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และ (4) ขั้นตอนการดำเนินโครงการ โดยต้องยื่นความจำนงขอเข้าร่วมโครงการตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนกำหนด ทั้งนี้ เมื่อได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วให้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 60 วัน กรณีที่ไม่สามารถดำเนินโครงการได้ทันให้สามารถเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 อย่างไรก็ตาม เนื่องจากข้อจำกัดของหน่วยงานราชการในการขอใช้ที่ราชพัสดุ และการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ซึ่งมีขั้นตอนและกระบวนการขอยกเว้นซึ่งต้องใช้ระยะเวลาหนึ่ง ทำให้หน่วยงานราชการไม่สามารถที่จะดำเนินการโครงการให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ทันภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ดังนั้น จึงได้เสนอขอขยายกรอบกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากเดิมภายในปี 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. ความคืบหน้าการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์)
2.1 กกพ. ได้สั่งการให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งออกประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการยกร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับปี 2558 ตามกำหนดการเดิมต้องแล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 ในส่วนของระเบียบและประกาศรับข้อเสนอ ขายไฟฟ้า จะต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขต่างๆ ซึ่งรวมถึงเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อ พื้นที่รับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนวิธีการคัดเลือกด้วยวิธี Competitive Bidding ซึ่งต้องพิจารณาอย่างรอบคอบเพื่อให้การคัดเลือกดำเนินการด้วยความเป็นธรรม และโปร่งใส นอกจากนั้น ในขณะนี้ภาครัฐอยู่ระหว่างการกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 ประกอบกับในส่วนของศักยภาพของพื้นที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Zoning) อยู่ระหว่างการดำเนินการร่วมกันระหว่าง สำนักงาน กกพ. และ พพ. ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนและความเป็นไปได้ในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรให้เลื่อนกำหนดระยะเวลาการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากเดิมที่ให้ แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 เป็นภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 25582.2 แนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 โดยให้โครงการที่จะยกเลิกสัญญาเดิมหรือคำขอขายไฟฟ้าเดิมมายกเลิกสัญญาหรือคำ ขอภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นขอขายไฟฟ้าเพื่อรับอัตรา FiT ภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2558 ณ สำนักงาน กกพ. และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ได้ออกประกาศเพิ่มเติม โดยสำหรับโครงการกลุ่มที่ 1 ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วนั้น ให้การไฟฟ้าสามารถพิจารณายกเลิกข้อตกลงของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการ รับซื้อไฟฟ้าในแบบ Adder และแก้ไขเพิ่มเติมข้อตกลงในสัญญาเดิมให้สอดคล้องกับการรับซื้อไฟฟ้าในแบบ FiT ได้ โดยมิต้องยกเลิกสัญญาทั้งฉบับ และให้จัดทำเป็นเอกสารแนบท้ายสัญญาเดิม เนื่องจากผู้ผลิตไฟฟ้ายังมีสิทธิหน้าที่และข้อผูกพันอื่นๆ ตามสัญญาเดิม และเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อคู่สัญญาและบุคคลอื่นที่เกี่ยวข้อง ตลอดจนส่งผลให้กระบวนการดำเนินการตามสิทธิที่มีอยู่เดิมหยุดชะงัก ทั้งนี้ กกพ. ได้กำหนดกรอบระยะเวลาการลงนามในเอกสารแนบท้ายสัญญาเดิมให้ดำเนินการให้แล้ว เสร็จภายในวันที่ 20 มีนาคม 2558 ณ สำนักงาน กกพ. และโครงการกลุ่มที่ 2 ที่ได้รับอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 20 พฤษภาคม 2558 ณ สำนักงาน กกพ. สำหรับโครงการกลุ่มที่ 3 จะต้องมายื่นคำขอขายไฟฟ้าตามแบบ FiT ในรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายใต้ระเบียบ กกพ. ที่จะออกต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ของโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร จากเดิมภายใน สิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. เห็นชอบระยะเวลาในการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับปี 2558 จากเดิมที่ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 ออกไปเป็นภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2558
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการยื่นขอยกเลิกสัญญาเดิมและคำร้องขอขายไฟฟ้าเดิม จากเดิมภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558
เรื่องที่ 9 แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ได้ศึกษา และติดตามความก้าวหน้า ทิศทางการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของโลกตั้งแต่ต้นปี 2554 และได้ผลักดันให้มีการจัดทำนโยบายการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดอย่างเป็น รูปธรรม โดยเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาและจัดทำร่างแผนการพัฒนาระบบโครง ข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย และเมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2556 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบร่างแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย ต่อมา สนพ. ได้ทบทวนแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย เพื่อให้ระยะเวลาของแผนฯ สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP2015) ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ
2. ปัจจัยการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย มีดังนี้ (1) สภาพปัญหาของระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในปัจจุบัน ได้แก่ ความต้องการความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้า และคุณภาพของพลังงานไฟฟ้า ความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากการพัฒนาด้านเศรษฐกิจและสังคม ปริมาณเชื้อเพลิงฟอสซิลที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเหลือน้อยลง และปัญหาการไหลย้อนกลับทิศทางของพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ ไฟฟ้า (2) แนวโน้มทิศทางการพัฒนาด้านพลังงานของโลกและของไทย ได้แก่ การพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ การรักษาสิ่งแวดล้อมควบคู่กับการพัฒนาด้านพลังงานอย่างยั่งยืน การพัฒนารถยนต์ไฟฟ้าที่จะมีในอนาคต และการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้าน (ASEAN Power Grid / GMS Power Trade) และ (3) นโยบายการพัฒนาของภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP2015) แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก
3. ปัจจุบัน มีหน่วยงานที่พัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามภารกิจหน้าที่ของตนเองไปบาง ส่วนแล้ว โดยได้จัดทำโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดขึ้น ประกอบด้วย (1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนา Samui Low Carbon Development ในพื้นที่เกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ในพื้นที่อำเภอเมือง จังหวัดแม่ฮ่องสอน (3) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดในพื้นที่เมือง พัทยา จังหวัดชลบุรี (Smart Meter, AMI) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Micro Grid) ในพื้นที่อำเภอแม่สะเรียง จังหวัดแม่ฮ่องสอน และโครงการพัฒนาระบบผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานหมุนเวียนบนพื้นที่เกาะกูด เกาะหมาก จังหวัดตราด และ (4) การไฟฟ้านครหลวง ได้ดำเนินการโครงการพัฒนาระบบบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า ในระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution Management System: DMS) นอกจากนี้ หน่วยงานการไฟฟ้าได้จัดทำแผนที่นำทางการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด (Smart Grid Roadmap) ของแต่ละหน่วยงานขึ้นมา ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศเป็นไปในทิศทางเดียวกัน กระทรวงพลังงาน จึงได้จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของไทย พ.ศ. 2558 - 2579 ขึ้น เพื่อวางกรอบแนวทางการพัฒนานโยบายระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดในภาพรวม เพื่อให้แต่ละหน่วยงานซึ่งมีงบประมาณในการพัฒนาของตนเอง สามารถกำหนดทิศทางการพัฒนาและลงทุนที่สอดคล้องกับกรอบการพัฒนาตามนโยบายของ ประเทศ อันจะส่งผลให้เกิดการลงทุนที่ไม่ซ้ำซ้อน สามารถบูรณาการข้อมูลระหว่างหน่วยงาน และประสานการทำงานแต่ละส่วนร่วมกันได้
4. แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
4.1 วิสัยทัศน์ “ส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ มีประสิทธิภาพ ยั่งยืน มีคุณภาพการบริการที่ดี และเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ” โดยการบูรณาการแผนลงทุนโครงสร้างพื้นฐานด้านระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของทุก หน่วยงาน เพื่อพัฒนาระบบไฟฟ้าตามทิศทางการพัฒนาของประเทศ4.2 ยุทธศาสตร์การพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย แบ่งเป็น 5 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) ด้านการพัฒนาความเชื่อถือได้และคุณภาพของไฟฟ้า (Power Reliability and Quality) (2) ด้านความยั่งยืนและประสิทธิภาพของการผลิตและใช้พลังงาน (Energy Sustainability and Efficiency) (3) ด้านการพัฒนาการทำงานและการให้บริการของหน่วยงานการไฟฟ้าฯ (Utility Operation and Service) (4) ด้านการกำหนดมาตรฐานความเข้ากันได้ของอุปกรณ์ (Integration and Interoperability) และ (5) ด้านการพัฒนาศักยภาพการแข่งขันทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรม (Economic and Industrial Competitiveness)4.3 แผนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การยกระดับความสามารถของระบบไฟฟ้า (Smart System) ได้แก่ การพัฒนาระบบไฟฟ้าให้สามารถรองรับการปฏิบัติงานและการพัฒนาอย่างยั่งยืนใน ระยะยาว (2) การยกระดับคุณภาพบริการที่มีต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (Smart Life) เป็นแนวทางการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพผ่านการมีส่วน ร่วมของผู้ใช้ไฟฟ้าในการช่วยบริหารจัดการความต้องการใช้พลังงาน โดยใช้เทคโนโลยีระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดเข้ามาช่วยบริหารจัดการ (3) การยกระดับโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Society) ได้แก่ การพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าควบคู่ไปกับการรักษาสิ่งแวดล้อมอย่างยั่งยืน4.4 กรอบเวลาการดำเนินงาน แบ่งเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ระยะเตรียมการ (พ.ศ. 2558 - 2559) เป็นการเตรียมการด้านนโยบายต่างๆ เพื่อรองรับการขับเคลื่อนการพัฒนาทั้งระบบ (2) ระยะสั้น (พ.ศ. 2560 – 2564) เป็นการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของ การลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี (3) ระยะปานกลาง (พ.ศ. 2565 - 2574) เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็นสำหรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่ และ (4) ระยะยาว (พ.ศ. 2575 - 2579) เป็นการเริ่มปรับปรุงความสามารถของระบบไฟฟ้าเพิ่มเติมโดยใช้เทคโนโลยีที่ ต่อยอดจากโครงสร้างพื้นฐานที่ได้พัฒนาขึ้น
5. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ มีดังนี้ (1) ด้านการยกระดับความสามารถของระบบไฟฟ้า (Smart System) (ระบบไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงและมีประสิทธิภาพ) ลดความจำเป็นในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสำรอง กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ลดจำนวนครั้ง และโอกาสการเกิดไฟฟ้าตก ไฟฟ้าดับ รวมทั้ง ลดพลังงานไฟฟ้าสูญเสียที่เกิดขึ้นในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (2) ด้านการยกระดับคุณภาพบริการที่มี ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (Smart Life) (เทคโนโลยีการใช้พลังงานในอนาคต) พัฒนาและเพิ่มช่องทางให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีส่วนร่วม ในการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยติดตั้งเทคโนโลยีระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดประเภทต่างๆ ช่วยลดค่าใช้จ่ายและความผิดพลาดในการคิดค่าใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท ต่างๆ และ (3) ด้านการยกระดับโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Society) (สังคมพลังงานสีเขียวและคาร์บอนต่ำ) เพิ่มความสามารถในการรองรับพลังงานไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในระบบไฟฟ้า และรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Micro Grid) เพื่อการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืนในชุมชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทต่อไป ทั้งนี้ จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผล กระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 6 วรรคสอง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ซึ่งที่ผ่านมา พพ. ได้ศึกษาหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุต่างๆ ไปแล้วรวม 53 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้ (1) ประกาศเป็นกฎกระทรวงบังคับใช้แล้ว จำนวน 8 ฉบับ (8 ผลิตภัณฑ์) (2) อยู่ในกระบวนการเพื่อกำหนดเป็นกฎกระทรวง จำนวน 34 ฉบับ (33 ผลิตภัณฑ์) แบ่งเป็นอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา 27 ฉบับ (26 ผลิตภัณฑ์) อยู่ในขั้นตอนนำเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน จำนวน 4 ฉบับ (4 ผลิตภัณฑ์) อยู่ในขั้นตอนนำเสนอ กพช. จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และ (3) ศึกษาแล้ว มีศักยภาพประหยัดพลังงานได้น้อย ทบทวนใหม่/ไม่ดำเนินการต่อ จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์)
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มเติม จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงในกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาอบไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดความจุของเตาอบไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (12 ถึงมากกว่า 65 ลิตร) โดยค่าปริมาณไฟฟ้าที่ใช้เฉลี่ยของเตาอบไฟฟ้าอยู่ในช่วง 0.4 – 1.0 กิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานกับประเทศอื่น พบว่าในเอเชียยังไม่มีประเทศใดกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงาน และการกำหนดเกณฑ์ฯ ในร่างกฎกระทรวงฯ เป็นเกณฑ์เดียวกับกลุ่มสหภาพยุโรป ระดับ A (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระทะไฟฟ้าก้นตื้นที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดกำลังไฟฟ้า (วัตต์) ของกระทะไฟฟ้าก้นตื้นที่ผู้ผลิตระบุ โดยทุกขนาดต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 78 – 85 ทั้งนี้ กระทะไฟฟ้าก้นตื้นมีใช้เฉพาะในเอเชีย และยังไม่มีประเทศใดกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงาน จึงไม่มีข้อมูลการเปรียบเทียบเกณฑ์ฯ และ (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนด ตู้น้ำเย็นบริโภคและตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภคที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภทของตู้ที่ผู้ผลิตระบุ ได้แก่ ตู้น้ำเย็นบริโภค และตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภค มีค่าประสิทธิภาพพลังงานอยู่ที่ 0.16 – 0.10 และ 1.20 – 0.80 กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อวัน ตามลำดับ ซึ่งเป็นเกณฑ์เดียวกับสหรัฐอเมริกาและฮ่องกง (ในเอเชียมีเฉพาะฮ่องกงที่กำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงานไว้)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เตาอบไฟฟ้า กระทะไฟฟ้าก้นตื้น ตู้น้ำเย็นบริโภคและตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภค และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงการคลังไปพิจารณาออกพระราชกฤษฎีกาลดหย่อนภาษีสำหรับอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง
เรื่องที่ 11 รายงานความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน (3) กองทุนน้ำมันฯ ใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม (6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ (7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาภายใต้แนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกัน มากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด (2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่ เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับลดลง กบง. ได้พิจารณาปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันและปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุน น้ำมันฯ ส่งผลทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยในช่วงตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2558 ราคาน้ำมันขายปลีกมีการปรับตัวลดลง โดยในกลุ่มน้ำมันเบนซินมีราคาลดลงประมาณ 3.70 – 4.90 บาทต่อลิตร (ยกเว้นน้ำมันแก๊สโซฮอล E85) อันเนื่องมาจากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกลดลง และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ลดลงเพียง 0.40 บาทต่อลิตร เนื่องจากราคาเอทานอลซึ่งเป็นส่วนผสมหลักยังอยู่ในระดับที่สูงอยู่ (27-28 บาทต่อลิตร) และยังคงใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ อุดหนุนอยู่ 8.23 บาทต่อลิตร คงเดิม นอกจากนี้ยังมีการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร ทำให้รายได้ภาษีสรรพสามิตจากน้ำมันเพิ่มขึ้นประมาณ 3,952 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 5,485 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 9,437 ล้านบาทต่อเดือน
3. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 กบง. ได้พิจารณาภายใต้แนวทางในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ที่ กพช. ได้เห็นชอบ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป สรุปได้ดังนี้ (1) เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกและนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน (2) เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุน โดยกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 498 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ ราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาจะเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และมีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุก 3 เดือน และ (3) ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย)
4. จากการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น การกำหนดต้นทุนใหม่ ส่งผลให้โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เปลี่ยนแปลงไป โดยไม่จำเป็นต้องใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มาชดเชยในการผลิตและจัดหาก๊าซ LPG และทำให้ราคาตั้งต้นของก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงและใช้เป็นวัตถุดิบของปิโตรเคมีเท่ากัน อยู่ที่ 16.3978 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนกุมภาพันธ์ 2558 และยังมีเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.5380 บาทต่อกิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้จากก๊าซ LPG ประมาณ 217 ล้านบาทต่อเดือน นอกจากนี้ราคาขายปลีกของก๊าซ LPG ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงยังคงเท่าเดิมคือ 24.16 บาทต่อกิโลกรัม ในระยะต่อไปราคาขายปลีกก๊าซ LPG จะปรับตัวตามราคาตลาดโลกและสะท้อนต้นทุนจริง แต่ยังคงอยู่ในการกำกับดูแลโดย กบง. เพื่อให้ราคาขายปลีก อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
5. การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. โดยเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 กบง. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558 โดยรถยนต์ส่วนบุคคลปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.00 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คาดว่าราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยในปี 2558 จะมีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และได้ประมาณการราคาก๊าซ NGV รายเดือนสำหรับปี 2558 พบว่าในช่วงเดือนเมษายน – มิถุนายน 2558 ราคาต้นทุน NGV อยู่ที่ประมาณ 15.03 -15.15 บาทต่อกิโลกรัม และมีแนวโน้มลดต่ำลงถึง 13.42 - 13.56 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงปลายปี
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2558 มีสินทรัพย์รวม 35,911 ล้านบาท มีหนี้สิน 8,606 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 27,305 ล้านบาท ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสุทธิประมาณ 6,800 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 147 - วันจันทร์ที่ 15 ธันวาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147)
วันจันทร์ที่ 15 ธันวาคม 2557 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
5.หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558–2579 (PDP 2015)
6.กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เป้าหมายรวม 2,000 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้เพิ่มปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าอีก 800 เมกะวัตต์ โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ ปัจจุบันมีโครงการที่ขายไฟฟ้าแล้ว 294 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 1,322 เมกะวัตต์ มีโครงการที่ยื่นเสนอขายยังไม่ได้พิจารณาตอบรับซื้อรวม 178 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 1,013.37 เมกะวัตต์สูงสุด และผ่านการพิจารณาให้สามารถตอบรับซื้อได้จากคณะกรรมการบริหารมาตรการส่ง เสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแล้ว 25 โครงการ รวม 138.35 เมกะวัตต์สูงสุด และอีก 153 โครงการ รวม 875.02 เมกะวัตต์สูงสุด ที่ติดปัญหาสายส่งรองรับไม่ได้และต้องเปลี่ยนพื้นที่ตั้งภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558 โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาด กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีกประมาณ 69.36 เมกะวัตต์ เพื่อให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และเห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการ ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 131 เมกะวัตต์ เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ปัจจุบันมีโครงการที่ขายไฟฟ้าแล้ว 194 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 32 เมกะวัตต์
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ อัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ระหว่างการพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกโครงการและคาดว่าจะ แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2557
4. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้จัดรับฟังความคิดเห็นร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้ง 3 ฉบับ พบว่ามี 3 ประเด็นหลัก ที่มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อาจจะยังไม่ชัดเจน กกพ. จึงพิจารณาให้ครอบคลุมตามวัตถุประสงค์ของ กพช. ประกอบด้วย (1) การกำหนดนิยามหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตรที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ โดยหน่วยงานราชการให้รวมถึงองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น และสหกรณ์การเกษตรให้รวมถึงสหกรณ์นิคม และสหกรณ์ประมงด้วย (2) พื้นที่การดำเนินโครงการของหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร รวมทั้งรูปแบบการดำเนินโครงการ และ (3) เป้าหมาย การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ Solar PV Rooftop จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์ ตามเป้าหมายเดิม ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาปรับปรุงร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ทั้ง 3 ฉบับ และคาดว่าจะสามารถจัดส่งระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ลงประกาศในราชกิจนุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนธันวาคม 2557 ต่อไป
5. สรุปสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 488 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,354 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,608 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 384 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 1 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.5 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 1,346 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 178 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,013 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,764 เมกะวัตต์ และหากรวมโครงการฯ ของส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร คาดว่าจะมีโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เข้าระบบภายในสิ้นปี 2558 ประมาณ 3,600 เมกะวัตต์ จากเป้าหมาย 3,800 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. นายกรัฐมนตรีได้สั่งการในที่ประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2557 ให้กระทรวงพลังงานตรวจสอบรายละเอียดโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) แล้ว แต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (Commercial Operation Date: COD) ให้แล้วเสร็จภายใน 15 วัน และนำเสนอคณะรัฐมนตรีภายในวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งจัดส่งข้อมูลโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่มี PPA แต่ยังไม่ COD (ข้อมูล ณ วันที่ 1 ธันวาคม 2557) และได้ลงพื้นที่ตรวจสอบความคืบหน้าโครงการ สรุปผลได้ ดังนี้
1.1 สถานภาพโครงการที่มี PPA แล้วแต่ยังไม่ COD จำนวนรวม 169 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,921.38 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา 1,662.03 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) แสงอาทิตย์ 16 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 256.76 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 250.52 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 56 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 501.18 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 337.57 เมกะวัตต์ (3) พลังงานลม 30 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 924.92 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 864.77 เมกะวัตต์ (4) ก๊าซชีวภาพ 45 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 95.42 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 76.61 เมกะวัตต์ (5) พลังงานจากขยะ 13 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 129.37 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 119.06 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานน้ำ 9 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 13.74 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 13.51 เมกะวัตต์1.2 ผลการลงพื้นที่ตรวจสอบโครงการจำนวน 169 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 1,921.38 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,662.03 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 31.75 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 29.5 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 366.2 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 281.22 เมกะวัตต์ และ (3) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD 91 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,523.43 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,351.31 เมกะวัตต์1.3 สถานภาพโครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 366.2 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 281.22 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) แสงอาทิตย์ 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 104.54 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 101.02 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 24 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 173.03 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 115.25 เมกะวัตต์ (3) พลังงานลม 11 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 26.47 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 16.95 เมกะวัตต์ (4) ก๊าซชีวภาพ 15 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 33.69 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 21.66 เมกะวัตต์ (5) พลังงานจากขยะ 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 14.77 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 12.86 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานน้ำ 8 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 13.70 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 13.48 เมกะวัตต์
2. แนวทางการดำเนินการมีดังนี้ (1) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้วจำนวน 72 โครงการ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำกับให้การไฟฟ้าดำเนินการยกเลิกสัญญาตามกระบวนการและขั้นตอนของสัญญา ระเบียบ ประกาศ และมติต่างๆ ที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัดต่อไป และ (2) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD จำนวน 91 โครงการ กกพ. จะกำกับให้การไฟฟ้าติดตามการดำเนินโครงการอย่างใกล้ชิดและให้รายงานต่อ กกพ. เป็นระยะ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการ ตามความเห็นของที่ประชุมต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และ 22 ตุลาคม 2557 มีมติรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) โดยหลังจากนี้ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) และให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2557 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Regime และได้แจ้งมติให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำ TPA Code เสนอ กกพ. พิจารณาก่อนการประกาศใช้ต่อไป ทั้งนี้ TPA Regime ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2557 เป็นต้นไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้ประชุมชี้แจงรายละเอียดการจัดทำ TPA Code ภายใต้กรอบของ TPA Regime ที่ กกพ. กำหนด และให้ผู้รับใบอนุญาตฯ รายงานความคืบหน้าการจัดทำ TPA Code ต่อ สำนักงาน กกพ. อย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง โดยผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ได้จัดส่ง (ร่าง) TPA Code ต่อสำนักงาน กกพ. ในวันที่ 10 พฤศจิกายน 2557 เพื่อพิจารณาในเบื้องต้น และผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ คาดว่าจะจัดส่ง (ร่าง) TPA Code ได้ภายในสัปดาห์แรกของเดือนมกราคม 2558 จากนั้นผู้รับใบอนุญาตฯ จะนำ (ร่าง) TPA Code ไปรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้องในช่วงสัปดาห์ที่ 3 ของเดือนมกราคม 2558 และนำผลการรับฟังความคิดเห็นมาปรับปรุง TPA Code ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมกราคม 2558 เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คาดว่าผู้รับใบอนุญาตฯ จะสามารถประกาศใช้ TPA Code ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. ได้อนุมัติหลักการในการปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนชนิดอื่น (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งมีการปรับไปก่อนหน้านี้แล้ว) โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อที่จะประกาศใช้ในปี 2558 สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อให้สามารถส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ครบทุกประเภท เชื้อเพลิง พร้อมทั้งแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT ตามที่ กพช. มอบหมาย
2. เหตุผลในการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้แก่ (1) สอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง (2) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน เนื่องจากมีการอุดหนุนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบค่อยเป็นค่อยไปตามช่วงเวลาของ โครงการ ซึ่งมีระยะเวลาสนับสนุนยาวนานกว่ารูปแบบ Adder (3) ภาครัฐสามารถวางแผนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างชัดเจน เนื่องจากผู้ประกอบการจะดำเนินโครงการอย่างต่อเนื่องตลอดอายุสัญญา และ (4) ผู้ประกอบการสามารถมีรายได้จากการขายไฟฟ้า โดยมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ทำให้เกิดความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
3. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 มีดังนี้
3.1 การจัดทำอัตรา FiT คิดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง บวกด้วยผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ที่เหมาะสม โดยศึกษาสมมติฐานทางการเงิน เช่น ผลตอบแทนการลงทุน สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ ฯลฯ และสมมติฐานทางด้านเทคนิค เช่น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ได้จากการสำรวจล่าสุด ทั้งต้นทุนของเครื่องจักร และค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าเชื้อเพลิง ที่จะมีการปรับตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ผลตอบแทนการลงทุนในระดับประมาณ 12% ระยะเวลา คืนทุนไม่เกิน 6 ปี โดยกำหนดรูปแบบอัตรา FiT เป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ลม น้ำ) จะกำหนด FiT คงที่ตลอดอายุสัญญา และ (2) กลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) จะมีการปรับต้นทุนเชื้อเพลิงทุกปี
3.2 เพื่อให้การจัดทำอัตรา FiT มีความสมบูรณ์ กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นและแลกเปลี่ยนข้อมูลที่ใช้ในการกำหนด สมมติฐานเพื่อจัดทำอัตรา FiT กับกลุ่มผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อ เพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) รวมทั้งรับฟังข้อเสนอแนะต่างๆ ในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน3.3 ปัจจุบันโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีข้อจำกัดทางศักยภาพระบบส่ง ไฟฟ้า ซึ่งกระทรวงพลังงานร่วมกับ 3 การไฟฟ้า อยู่ระหว่างการกำหนดปริมาณรายพื้นที่เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่ม ขึ้นได้ในอนาคต ดังนั้น ในระหว่างที่ยังมีข้อจำกัดศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า จึงเสนอให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการที่มีขนาดเล็กกว่า 10 เมกะวัตต์ (VSPP) พร้อมทั้งกำหนดปริมาณที่จะใช้ประกาศรับซื้อในปี 2558 ก่อน ซึ่งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรอบใหม่จะมีการปรับปรุงรูปแบบ จากการรับซื้อจากระบบรับซื้อตามลำดับการยื่นข้อเสนอที่มีความพร้อมก่อน (First-come First-serve) เป็นการคัดเลือกข้อเสนอโครงการโดยใช้รูปแบบการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding)3.4 กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) โดยกำหนดการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiT) ก่อน และเรียงลำดับตามส่วนลดที่เสนอจนครบปริมาณตามเป้าหมาย รวมถึงได้มีการรวมอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT พิเศษ (FiT Premium) เพิ่มเติมจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ปกติ สำหรับบางประเภทเทคโนโลยี เพื่อสร้างแรงจูงใจการลงทุนสำหรับโครงการตามนโยบายรัฐบาล และโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานในพื้นที่ ซึ่งสามารถสรุปได้ดังนี้
4. แนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT โดยกระทรวงพลังงาน ได้เปิดโอกาสให้ผู้ประกอบการซึ่งได้ยื่นคำร้องเสนอขายไฟฟ้าในระบบ Adder มีทางเลือกในการปรับเปลี่ยนการขายไฟฟ้าจากรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ ดังนี้
4.1 ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ4.2 โครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่สนใจเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้ (1) กลุ่มโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (COD แล้ว) ผู้ประกอบการได้รับการสนับสนุนอัตรา Adder ไปแล้วบางส่วน (จำนวนปีไม่เท่ากัน) หากมีการอนุมัติให้ปรับรูปแบบเป็น FiT จะต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะเกิดความไม่เท่าเทียมกันระหว่างสัญญาและอายุโครงการที่เหลืออยู่ ดังนั้น จึงให้คงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป (2) กลุ่มโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยังไม่เคยต่ออายุโครงการหรือไม่เลยกำหนดวัน SCOD โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิม โดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน (Bond) ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยได้รับอัตรา FiT ตามตารางที่ 1 และให้มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม และ (3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน (Bond) ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา โดยทำการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการใหม่ที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiTF) ก่อน ตามข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 ตามตารางที่ 1 ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT พิเศษ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ให้รวมถึงโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานแสงอาทิตย์ด้วย เพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกัน
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ และให้ดำเนินการ ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 และดำเนินการประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายในไตรมาสแรกของปี 2558
3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการตามแนวทางดัง นี้
3.1 ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ
3.2 โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้โครงการดังกล่าวคงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป
(2) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ โครงการที่จะเปลี่ยนรูปแบบดังกล่าว จะต้องเป็นโครงการที่ยังไม่เคยมีการต่ออายุโครงการหรือโครงการ ที่ไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และ ให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม
(3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 5 หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558–2579 (PDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. หลักการในการจัดทำแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้วางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แผนอนุรักษ์พลังงาน แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ การจัดทำแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผน PDP 2015) จะให้ความสำคัญในประเด็นดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมือง รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel diversification) ที่ใช้ผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสม (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ประชาชนและภาคธุรกิจยอมรับได้และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาทางเศรษฐกิจและ สังคมของประเทศในระยะยาว การใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลด ปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3. แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015
3.1 การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว : ต้องจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคตให้สอดคล้องกับการคาดการณ์ การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ โดยพิจารณาโครงการลงทุนขนาดใหญ่ของภาครัฐ และนโยบายของรัฐที่เกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงเศรษฐกิจเชิงโครงสร้างอันจะส่งผล ต่อการใช้พลังงาน โดยความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ (Business as usual; BAU) จะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2556 - 2579 ซึ่งจัดทำและประมาณการโดย สศช. เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2557 (กรณีฐาน) โดยเฉลี่ยที่ร้อยละ 3.94 เทียบอัตราเฉลี่ยในแผนเดิมที่ร้อยละ 4.50 โดยพิจารณาการเติบโตของประชากร ชุมชนเมือง (Urbanization) และการเติบโตของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้ารายเศรษฐกิจ (Sector) และจัดทำโดยใช้แบบจำลอง End-Use model และ Econometrics model ซึ่งจัดทำโดยมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
3.2 แผนอนุรักษ์พลังงาน : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ จะปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP 2015 - 2036) โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ซึ่งจะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลดร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 โดยในส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้า คิดเป็น 89,672 ล้านหน่วย มีแนวทางโดย (1) ยกเลิก/ทบทวนการอุดหนุนราคาพลังงาน เพื่อส่งสัญญาณให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาเป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการทางภาษี สนับสนุนมาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนอุปกรณ์ที่มีการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ (3) เร่งรัดการสนับสนุนมาตรการด้านการเงิน เพื่อให้มีการเปลี่ยนอุปกรณ์ และเกิดการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (4) มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคาร (Building Code) และโรงงาน โดยประสานร่วมมือกับกระทรวงอุตสาหกรรม และมหาดไทย เพื่อผลักดันมาตรการบังคับ และ (5) รณรงค์ด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานและการปลูกจิตสำนึก
3.3 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก : แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2015 - 2036) โดยมียุทธศาสตร์ในการส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ได้แก่ พลังงานจากขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ เป็นอันดับแรก ซึ่งศักยภาพคงเหลือในปัจจุบัน สามารถผลิตไฟฟ้าจากขยะได้อีกประมาณ 600 เมกะวัตต์ และจากชีวมวลได้อีกประมาณ 2,500 เมกะวัตต์ และมีการประสานงานร่วมกับนโยบาย Zoning ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ที่จะต้องการเพิ่มพื้นที่เพาะปลูกอ้อยและปาล์ม และเพิ่มผลผลิตมันสำปะหลังจาก 3.5 ตันต่อไร่ต่อปี เป็น 7 ตันต่อไร่ต่อปี ซึ่งสามารถเพิ่มศักยภาพเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าได้อีก 3,500 เมกะวัตต์ แต่ข้อสำคัญต้องมีผลผลิต (Productivity) ที่ดี มิเช่นนั้นจะเป็นภาระกับผู้ใช้และควรเลือกพืชพลังงานอื่นแทนที่คุ้มค่ากว่า และใช้แนวคิดการจัดสรรปริมาณการผลิตไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยีพลังงานทดแทนประเภท ต่างๆ เป็นเชิงพื้นที่รายภูมิภาคและรายจังหวัด (RE Zoning รายจังหวัด) รวมถึงการเปลี่ยนแปลงเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในอนาคตที่อาจจะสามารถแข่งขันได้ กับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ตลอดจนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็งและการลดการ นำเข้าพลังงานจากฟอสซิล ทั้งนี้ จะทำการเพิ่มสัดส่วนการการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมประมาณ 17,000 เมกะวัตต์
3.4 แนวทางการจัดสรรกำลังผลิตและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในแผน PDP 2015 มีดังนี้ (1) ให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ (2) นโยบายการกระจายเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง และคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ประชาชนและภาคธุรกิจสามารถยอมรับได้ โดยไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาประเทศในระยะยาว โดยลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินโดยใช้เทคโนโลยีสะอาด จัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศโดยคำนึงถึงศักยภาพการจัดหา ราคาที่เหมาะสม โดยกระจายแหล่งผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านหลายๆ ประเทศ ไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยคำนึงถึงความสามารถของระบบ ส่งไฟฟ้า และจัดสรรโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ไว้ปลายแผนตามแผนเดิม โดยให้มีการศึกษาด้านเทคนิค ความปลอดภัย สถานที่ตั้ง พร้อมทั้งส่งเสริมกระบวนการเรียนรู้ให้ประชาชนเข้าใจต่อประเด็นโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์อย่างต่อเนื่อง (3) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) กำหนดไว้เช่นเดียวกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของกำลังผลิตพึ่งได้ และ (4) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่จะหมดอายุลงจะไม่พิจารณาต่ออายุ เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้า มีประสิทธิภาพสูง
3.5 แผนการลงทุนของการไฟฟ้า (1) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การจัดทำแผน PDP2015 ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจ อาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน และเป็นจุดเริ่มในการพัฒนาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (Bilateral trading) และการพัฒนา ASEAN Power Grid (2) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับพลังงานทดแทน การวางแผนการลงทุนและแผนการขยายระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าของทั้ง 3 การไฟฟ้าจะพิจารณาวางแผนเพื่อรองรับการส่งเสริมพลังงานทดแทนในรายพื้นที่ให้ สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และ (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) และรองรับการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
3.6 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากแผน PDP2015 มีดังนี้ (1) เพิ่มศักยภาพการแข่งขันของประเทศในด้านราคา (Cost competitiveness) (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานไฟฟ้าของประเทศ และ (3) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนที่เป็นพลังงานสะอาดมากขึ้น โดยจะช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิลจากต่างประเทศ โดยเฉพาะ LNG และเป็นการส่งเสริมการใช้วัสดุทางการเกษตรในประเทศกว่า 80 ล้านตันต่อปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับหลักการ และแนวทางดังกล่าว ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน นำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 6 กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คำแถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ในข้อ 6.9 เรื่องนโยบายการปฏิรูปโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ให้สอดคล้องกับต้นทุนและให้มีภาระภาษีที่เหมาะสมระหว่างน้ำมันต่างชนิดและ ผู้ใช้ต่างประเภท เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศและให้ผู้บริโภคระมัดระวังที่ จะไม่ใช้อย่างฟุ่มเฟือย
2. การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลกกับของไทย ในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม ถึงวันที่ 14 ธันวาคม 2557 ราคาน้ำมันดิบดูไบตลาดสิงคโปร์ ได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก 112.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็น 67.8 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ลดลง 44.9 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือลดลงร้อยละ 39.8 เนื่องจากเศรษฐกิจของยุโรปที่เผชิญกับภาวะเงินฝืด และการชะลอตัวของความต้องการใช้น้ำมันของจีนและสหรัฐอเมริกา ในขณะที่กลุ่มประเทศโอเปกยังไม่มีท่าทีที่จะปรับลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบ ส่งผลให้ความต้องการใช้น้ำมันต่ำกว่าปริมาณการผลิต ส่วนราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก 816 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ เดือนพฤษภาคม 2557 เป็น 558 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ เดือนธันวาคม 2557 โดยลดลง 258 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือร้อยละ 31.6 เนื่องจากการชะลอตัวของภาวะเศรษฐกิจโลกและการปรับลดลงตามราคาน้ำมันดิบ
3. ในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม ถึงวันที่ 14 ธันวาคม 2557 ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศ ได้ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบ ดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ปรับลดลงจาก 41.13 บาทต่อลิตร เป็น 32.30 บาทต่อลิตร ลดลง 8.83 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 21.5 ซึ่งปรับลดลงรวม 17 ครั้ง (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ปรับลดลงจาก 38.68 บาทต่อลิตร เป็น 30.28 บาทต่อลิตร ลดลง 8.40 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 21.7 ซึ่งปรับลดลงรวม 17 ครั้ง (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับลดลงจาก 29.99 บาทต่อลิตร เป็น 27.89 บาทต่อลิตร ลดลง 2.10 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 7 ซึ่งปรับลดลงรวม 6 ครั้ง และ (4) ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เฉลี่ย ปรับลดลงจาก 24.71 บาทต่อกิโลกรัม ณ เดือนพฤษภาคม 2557 เป็น 24.16 บาทต่อกิโลกรัม ณ เดือนธันวาคม 2557 โดยลดลง 0.55 บาทต่อกิโลกรัม หรือร้อยละ 2 โดยมีการปรับราคาภาคครัวเรือน 2 ครั้ง ภาคขนส่งขึ้น 4 ครั้ง และภาคอุตสาหกรรมราคาลดลงตามราคาตลาดโลก โดยสาเหตุที่ราคาน้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG ของไทยไม่ลดลงมากเท่าราคาน้ำมันโลกในช่วงเวลาดังกล่าว เนื่องจากมีการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะน้ำมันดีเซล ในส่วนของก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมลดลง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งและครัวเรือนปรับขึ้นเล็กน้อย เนื่องจากจำเป็นต้องมีการปรับราคาขายปลีกให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้ การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มขึ้น ทำให้สถานะเงินกองทุนฯ ดีขึ้น จากติดลบ 7,335 ล้านบาท มีสถานะเป็นบวกที่ 12,539 ล้านบาท
4. กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน (3) กองทุนน้ำมันฯ ใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy) (5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม (6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ (7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
5. รายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มเบนซินและดีเซลให้ใกล้เคียงกันมากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด (2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันดีเซลและเบนซินโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นธรรม (4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ และ (5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และกำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่างๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน รวมทั้งปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
1.1 กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง
(2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน
(3) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน
(4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy)
(5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม
(6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย
(7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตรา ที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
1.2 รายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกัน มากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด
(2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
(3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับ ที่เหมาะสมและเป็นธรรม
(4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
(5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
(5.1) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
(5.2) กำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่างๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน
(5.3) ปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีค่าใกล้ศูนย์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคา น้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียด ภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
กพช. ครั้งที่ 146 - วันพุธที่ 22 ตุลาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 146)
วันพุธที่ 22 ตุลาคม 2557 เวลา 9.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
2.รายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.รายงานผลความคืบหน้าและการรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย
4.การเตรียมการประกาศเชิญชวนผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21
5.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2556
7.การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8.อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายชวลิต พิชาลัย)
เรื่องที่ 1 มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีการพิจารณาและได้มีมติในเรื่องต่างๆ จำนวน 4 เรื่อง สรุปได้ดังนี้
1.1 เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558 – 2579 (PDP 2015) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558 – 2579 (Power Development Plan: PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณา พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ความคืบหน้าในปัจจุบัน อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อประกอบการจัดทำร่างแผน PDP 2015 จากนั้นจะจัดรับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน PDP 2015 ภายในเดือนพฤศจิกายน 2557 และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในเดือนธันวาคม 25571.2 เรื่องที่ 2 การแยกกิจการระบบส่งก๊าซของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่ บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime : TPA Regime) ได้มีมติ เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) แยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และให้ยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก ปตท. ให้บริษัทฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ แต่ให้ชะลอการดำเนินการไว้ก่อน จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในเรื่องการตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. จะได้ข้อยุติ พร้อมทั้งรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับ TPA Regime โดยให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กกพ. ทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะ เกิดขึ้น และให้นำเสนอ กพช. ซึ่งความคืบหน้าการดำเนินงาน โดยเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2557 หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ รับทราบรายงานการตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. และให้ สตง. เสนอเรื่องให้ สคก. ตีความในเรื่องที่มีข้อโต้แย้ง โดยให้ชะลอเรื่องท่อ/การจัดตั้งบริษัทใหม่ไว้ก่อน ปัจจุบัน สตง. ยังไม่ได้เสนอเรื่องให้ สคก. และในส่วนของ TPA Regime ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2557 โดยผู้รับใบอนุญาตจะส่ง TPA Codes ให้สำนักงาน กกพ. ภายในเดือนมกราคม 2558 สำหรับการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สนพ. และสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างจัดทำ TOR เพื่อจ้างที่ปรึกษา1.3 เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff ได้มีมติ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2557 - 2558 ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้ แบบติดตั้งบนพื้นดิน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย แบบติดตั้งบนหลังคา แบ่งเป็นกลุ่มบ้านอยู่อาศัย กำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา 6.85 บาทต่อหน่วย กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา 6.40 บาทต่อหน่วย และกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา 6.01 บาทต่อหน่วย และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย (2) เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท ต่างๆ ให้ครบตามเป้าหมาย ได้แก่ แบบติดตั้งบนพื้นดิน ในส่วนที่เหลืออีก 576 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 แบบติดตั้งบนหลังคา ให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ผูกพันกับ ภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 และเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มสำหรับโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่ เกิน 10 กิโลวัตต์อีก 69.36 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครบเป้าหมาย 200 เมกะวัตต์ โดยกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และแบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชน ให้เปลี่ยนเป็นโครงการสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม หารือร่วมกันเพื่อกำหนดแนวทางบริหารจัดการและกำจัดกากขยะอันเกิดจากโครงการฯความคืบหน้าในปัจจุบัน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) อยู่ระหว่างพิจารณารายชื่อโครงการที่สามารถรับซื้อได้ให้แล้วเสร็จในช่วงต้น เดือนพฤศจิกายน 2557 ส่วนโครงการฯ แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผูกพันกับภาครัฐ 130.64 เมกะวัตต์ ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันภายในเดือนธันวาคม 2557 เนื่องจากติดปัญหาการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง และกระทรวงพลังงานตรวจสอบแล้วเห็นว่ายังมีโครงการค้างอยู่ตั้งแต่วันที่ 28 มิถุนายน 2553 จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ และต้องการรองรับผู้ยื่นข้อเสนอคงค้างทั้งหมด ซึ่งส่วนหนึ่งสายส่งรองรับได้ อีกส่วนหนึ่งสายส่งรองรับไม่ได้ ดังนั้น เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการเพิ่มกำลังการผลิตของพลังงานหมุนเวียน จึงเห็นควรให้เพิ่มเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจาก พื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้1.4 เรื่องที่ 4 การเตรียมความพร้อมเพื่อเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) ได้มีมติเห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม โดยให้กระทรวงพลังงานทำสัญญากับ SPRC และให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นโรงกลั่นน้ำมัน SPRC ลง เพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้ประชาชนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญาฯ แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ความคืบหน้าในปัจจุบัน กรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดเตรียมร่างสัญญาฯ เพื่อให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนาม ภายหลังจากคณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้แก้ไขสัญญาแล้ว
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรเสนอให้ กพช. เพื่อพิจารณาเพิ่มเติมในเรื่องที่ 3 ดังนี้ (1) ขออนุมัติให้ขยายระยะเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 เนื่องจากติดปัญหาการแก้ไขร่างกฎกระทรวงตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 และร่างกฎกระทรวงว่าด้วยการติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์ ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 (2) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร เห็นควรให้บริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาเป็นที่ปรึกษา เพื่อให้ เกิดความยั่งยืน และผลิตไฟฟ้าได้อย่างประสิทธิภาพตามเป้าหมาย และ (3) ขอเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน จากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557
2. เห็นชอบให้แก้ไขเพิ่มเติมมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ในเรื่องที่ 3 ดังนี้
(1) ให้ขยายระยะเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558(2) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร เห็นควรให้บริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาเป็นที่ปรึกษา เพื่อให้คำแนะนำในการพัฒนาโครงการฯ ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้นต่อไป(3) ให้เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ ติดตั้งบนพื้นดิน จากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครอบคลุมกับปริมาณไฟฟ้าของโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอไว้แล้วทั้งหมด จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ โดยหากมีโครงการใดที่ไม่สามารถดำเนินการผลิตไฟฟ้าในพื้นที่ ที่เสนอไว้เดิมได้ก็ให้โครงการนั้นสามารถเปลี่ยนพื้นที่ผลิตเพื่อจำหน่าย ไฟฟ้าในพื้นที่ใหม่ได้
เรื่องที่ 2 รายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. สรุปรายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 13 ตุลาคม 2557 มีโครงการฯ ที่ผูกพันแล้ว จำนวน 5,046 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 7,910 เมกะวัตต์ ต่ำกว่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) อยู่ 6,017 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรวมจำนวน 13,927 เมกะวัตต์ โดยในส่วนที่ผูกพันมีการขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว 608 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 4,145 เมกะวัตต์
2. ภายใต้การบริหารงานของคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงตุลาคม 2557 มีโครงการฯ ที่ได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและคณะ กรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) พลังงานขยะ 12 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 110.9 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 23 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 118.22 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ 18 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 30.03 เมกะวัตต์ และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ 33 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 9.971 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลความคืบหน้าและการรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม และจัดทำแผน PDP2015 ให้เสร็จใน 3 เดือน
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย ระหว่างวันที่ 29 สิงหาคมถึงวันที่19 กันยายน 2557 ในพื้นที่กรุงเทพฯ ขอนแก่น เชียงใหม่ และสุราษฎร์ธานี มีผู้เข้าร่วมแห่งละประมาณ 500 คน นำเสนอ 4 แผน ซึ่งสรุปผลโดยรวมดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า : หากต้องการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินควรต้องจัดการด้านสิ่งแวดล้อมให้ได้ มาตรฐาน ควรศึกษาและประเมินผลกระทบเกี่ยวกับการสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์อย่างรอบคอบ จัดทำ Zoning ในการสร้างโรงไฟฟ้าให้เหมาะสมกับศักยภาพของพื้นที่ รับฟังความคิดเห็นก่อนกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมทั้งสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับประชาชนเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้า (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน : ควรสนับสนุนให้มีการใช้ระบบรางในภาคขนส่งให้มากขึ้น มีมาตรการภาษีเพื่อส่งเสริมอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน มีการจัดเก็บภาษีรถยนต์ตามอัตราการประหยัดพลังงาน ประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานกับภาคอุตสาหกรรมในการประหยัดพลังงาน รวมทั้งควรมีการสื่อสารประชาสัมพันธ์และรณรงค์การประหยัดพลังงานให้ทั่วถึง (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทน : ควรมีการส่งเสริมและสนับสนุนนโยบายด้านพลังงานทดแทนอย่างต่อเนื่อง มีการปรับปรุงกฎหมายเพื่อลดขั้นตอนการอนุญาตขอตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน มีการจัดทำ Zoning พลังงานทดแทนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสายส่งไฟฟ้า พร้อมทั้งส่งเสริมให้ชุมชนเข้ามาเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า สนับสนุนให้มีการพัฒนาเทคโนโลยีสะสมพลังงาน และควรมีการพัฒนาการจัดการขยะอย่างครบวงจร และ (4) แผนจัดหาเชื้อเพลิงพลังงาน : ควรมีการทบทวนสิทธิประโยชน์ระหว่างรัฐกับผู้รับสัมปทาน และตรวจสอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม มีการสร้างความรู้ความเข้าใจต่อภาคประชาสังคมเกี่ยวกับระบบสัมปทานระบบแบ่ง ปันผลผลิต การสำรวจปิโตรเลียม รวมทั้งสร้างเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ก่อนที่จะเข้ามาสำรวจปิโตรเลียมใน พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การเตรียมการประกาศเชิญชวนผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ยื่นคำขอสิทธิสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 21 ด้วยเห็นว่า ประเทศไทยมีความต้องการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงจำเป็นต้องเพิ่มปริมาณสำรองปิโตรเลียมโดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอ ต่อความต้องการใช้ในอนาคตซึ่งจะเป็นการช่วยลดปริมาณการนำเข้าพลังงาน และก่อให้เกิดความมั่นคงในการผลิตไฟฟ้าและการลงทุนในอุตสาหกรรมต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์เปรียบเทียบระบบสัมปทานไทยและระบบแบ่งปันผลผลิตของประเทศ เพื่อนบ้าน เห็นว่าการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายใต้ระบบสัมปทาน Thailand III ในปัจจุบันมีความเป็นธรรมและเหมาะสมกับศักยภาพทางธรณีวิทยาของไทยแล้ว
2. แปลงสำรวจที่จะเปิดให้ยื่นขอสิทธิฯ ครั้งที่ 21 กำหนดไว้ 29 แปลงสำรวจ แบ่งเป็นแปลงสำรวจ บนบกบริเวณภาคเหนือและภาคกลาง 6 แปลง ภาคอีสาน 17 แปลง และในทะเลอ่าวไทย 6 แปลง โดยกระทรวงพลังงานได้กำหนดเงื่อนไขให้ผู้ยื่นขอเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่ม เติม นอกเหนือไปจากการชำระค่าภาคหลวง/ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมและผลประโยชน์ตอบแทน พิเศษตามกฎหมายผู้ยื่นขอต้องเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่มเติม ประกอบด้วย (1) การสนับสนุนเงินเพื่อการศึกษาและ/หรือการพัฒนาชุมชนในท้องถิ่น (2) เงินให้เปล่าในการ ลงนาม (3) เงินให้เปล่าในการผลิต (4) การให้นิติบุคคลไทยที่คณะกรรมการปิโตรเลียมเห็นชอบเข้าร่วมประกอบกิจการ ปิโตรเลียม (5) การใช้บริการยานพาหนะ การก่อสร้าง และอื่นๆ ที่มีอยู่ในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศได้รับผลประโยชน์จากการเปิดสัมปทานได้เหมาะสมยิ่งขึ้น ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนเอกชนให้เข้ามายื่นรับสัมปทานปิโตรเลียม รอบที่ 21 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการประกาศลงราชกิจจานุเบกษา คาดว่าจะสามารถยื่นขอสำรวจได้ภายใน 120 วัน นับตั้งแต่วันที่กระทรวงพลังงานออกประกาศ โดยใช้ระยะเวลาในการสำรวจประมาณ 2 ปี
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบ
2. ปีงบประมาณ 2556 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง เป็นเงิน 25,139,520.00 บาท ในการสนับสนุนเงินทุนศึกษาและฝึกอบรม วงเงิน 23,320,772.00 บาท การเดินทางเพื่อศึกษาดูงานประชุม อบรม และสัมมนา วงเงิน 1,178,748.00 บาท และค่าใช้จ่ายบริหารงาน 640,000.00 บาท และเมื่อสิ้นปีงบประมาณ 2556 มีการเบิกจ่ายทั้งสิ้น 190,009.62 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน สำหรับหมวดรายจ่ายอื่นๆ เนื่องจากการอนุมัติคำขอรับการสนับสนุนปีงบประมาณ 2556 ล่าช้ากว่ากำหนด ดังนั้น ณ วันที่ 30 กันยายน 2556 จึงยังไม่มีการเบิกจ่าย
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2556 (1) งบแสดงฐานะการเงิน ปีงบประมาณ 2556 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ มีจำนวน 446.612 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 10.744 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.47 หนี้สินรวมของกองทุน มีจำนวน 0.097 ล้านบาท ลดลง 0.713 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 88.03 และทุนของกองทุนฯ มีจำนวน 446.514 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 435.058 ล้านบาท เป็นเงิน 11.456 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.64 และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2556 รายได้รวมจากการดำเนินงานของกองทุนฯ มีจำนวน 19.901 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 0.427 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.20 ค่าใช้จ่ายรวมจากการดำเนินงานของกองทุน มีจำนวน 8.444 ล้านบาท ลดลง 13.018 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 60.66 และรายได้สุทธิ มีจำนวน 11.457 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 13.445 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 676.31
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องจัดทำรายงานประจำปี เสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนฯ และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลการดำเนินงานสำคัญในปี 2554 ประกอบด้วย มีการออกใบอนุญาต 103 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 97 ฉบับและประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 6 ฉบับ) พัฒนาคู่มือตรวจติดตามสถานประกอบกิจการพลังงาน พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft รวม 4 ครั้ง พิจารณาอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm รวม 3,500 เมกะวัตต์ กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP กำลังการผลิต 4,400เมกะวัตต์ และมีการพิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ได้รับผลกระทบจากการ ประกอบกิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 46 เรื่อง จาก 77 เรื่อง และผลการดำเนินงานที่สำคัญในปี 2555 ได้แก่ กำกับกระบวนการออกใบอนุญาต และตรวจสอบมาตรฐานคุณภาพทางวิศวกรรม ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft รวม 4 ครั้ง กำกับอัตราค่าไฟฟ้า โดยปรับลดหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีภาคครัวเรือน จากไม่เกิน 90 หน่วย เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP SPP และ VSPP ให้เป็นไปตามแผน PDP 2010 Rev.3 และ AEDP จัดตั้งเครือข่ายความร่วมมือ ASEAN Energy Regulators’ Network (AERN) และจัดตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขต (คพข.) ตลอดจนกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นกลไกการสร้างการมีส่วนร่วมของภาคส่วนต่างๆ ในการพัฒนาระบบพลังงานและการประกอบกิจการไฟฟ้า
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ ปีงบประมาณ 2554 มีรายได้จากการดำเนินงาน671,036,166.82 บาท หักค่าใช้จ่ายแล้วจะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 86,057,893.81 บาท ส่วนปีงบประมาณ 2555 มีรายได้จากการดำเนินงาน 698,809,557.04 บาท หักค่าใช้จ่ายแล้วจะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 31,135,258.05 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2557 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่ง คสช. ที่ 55/2557 แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานขึ้นใหม่ โดยเปลี่ยนแปลงตำแหน่งประธานกรรมการ จากเดิม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นรองหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) โดยอำนาจหน้าที่ไม่เปลี่ยนแปลง
2. ต่อมาได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีขึ้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยเปลี่ยนแปลงตำแหน่งประธานกรรมการ จากเดิมรองหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยอำนาจหน้าที่ไม่เปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอร่างคำสั่งให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 8 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยให้ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมฯ ทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ FiT ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร
2. กระทรวงพลังงานได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ครบทุกประเภทเชื้อเพลิง โดยเหตุผลในการส่งเสริมฯ ในรูปแบบ FiT ได้แก่ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT จะสอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง (2) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน เนื่องจากมีการอุดหนุนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบค่อยเป็นค่อยไปตามช่วงเวลาของ โครงการ (3) ภาครัฐสามารถวางแผนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างชัดเจน เนื่องจากผู้ประกอบการจะดำเนินโครงการอย่างต่อเนื่องตลอดอายุสัญญา และ (4) ผู้ประกอบการสามารถคาดการณ์ราคารับซื้อไฟฟ้าและผลตอบแทนการลงทุนที่ชัดเจนใน การพัฒนาโครงการได้ เกิดความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
3. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 คิดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง บวกด้วยผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ที่เหมาะสม โดยศึกษาสมมติฐานทางการเงิน เช่น ผลตอบแทนการลงทุน สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ ฯลฯ และสมมติฐานทางด้านเทคนิค เช่น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า ค่าเชื้อเพลิง (สำหรับกลุ่มพลังงานชีวภาพ) ฯลฯ โดยกำหนดรูปแบบอัตรา FiT เป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (แสงอาทิตย์ ลม น้ำ) จะกำหนด FiT คงที่ตลอดอายุสัญญา และ (2) กลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) จะปรับต้นทุนเชื้อเพลิงทุกปี ซึ่งปัจจุบันโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีข้อจำกัดทางศักยภาพระบบ ส่งไฟฟ้า ซึ่งกระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการกำหนดปริมาณรายพื้นที่ และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับ ซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นได้ในอนาคต ดังนั้น ในระหว่างที่ยังมีข้อจำกัดศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า จึงเสนอให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ (VSPP) ก่อน สำหรับโครงการที่มีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ (SPP) จะกำหนดรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558
2. อนุมัติในหลักการในการปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ FiT โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานไปพิจารณาแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่าน จากระบบ Adder เป็น FiT ให้ได้ข้อยุติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 6 วรรคสอง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ซึ่ง ที่ผ่านมา พพ. ได้นำเสนอร่างกฎกระทรวงฯ มาแล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 (2) คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 วันที่ 2 เมษายน 2555 และวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ ตามมติ กพช. จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และ 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) ตามลำดับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มเติม จำนวน 7 ผลิตภัณฑ์ ซึ่งการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงในกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดรถจักรยานยนต์ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภท (เกียร์ธรรมดาและเกียร์อัตโนมัติ) และขนาดเครื่องยนต์ของรถจักรยานยนต์ที่ผู้ผลิตระบุ (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องยนต์ดีเซลขนาดเล็กระบายความร้อนด้วยน้ำที่มี ประสิทธิภาพสูง กำหนดตามความเร็วรอบ (1,500 ถึงน้อยกว่า 2,500 รอบต่อนาที) และกำลังที่กำหนดตามที่ผู้ผลิตระบุ (3.7 – 14.7 กิโลวัตต์) (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องยนต์แก๊สโซลีนขนาดเล็กระบายความร้อนด้วยอากาศที่ มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามความเร็วรอบ (5,000 รอบ ต่อนาทีขึ้นไป และน้อยกว่า 5,000 รอบต่อนาที) และกำลังสูงสุดที่ผู้ผลิตระบุ (1.0 – 12.5 กิโลวัตต์) (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนใยแก้วเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดตามค่าความต้านทานความร้อน (Thermal Resistance) หรือ R-value ของฉนวนใยแก้วที่ผู้ผลิตระบุ (5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องซักผ้าที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภทของเครื่องซักผ้าที่ผู้ผลิตระบุ (เครื่องซักผ้าฝาบน แบ่งเป็นแบบถังเดี่ยว/ถังคู่ และเครื่องซักผ้าฝาหน้า) (6) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องสูบน้ำในครัวเรือนที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภท (ชนิดใบเฟืองและชนิดใบธรรมดา) และขนาดของเครื่องสูบน้ำในครัวเรือนที่ผู้ผลิตระบุ และ (7) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศขนาดเล็กแบบลูกสูบที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดของเครื่องอัดอากาศขนาดเล็กแบบลูกสูบ (0.2 – 11.0 กิโลวัตต์) และความดันสูงสุดที่ผู้ผลิตระบุ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ผลิตภัณฑ์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อ ไป
2. มอบหมายให้กระทรวงการคลังไปพิจารณาออกพระราชกฤษฎีกาลดหย่อนภาษีสำหรับอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง
เครื่องกำเนิดไฟฟ้า
ไฟฉายมือถือ
คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กทอ.)
คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
องค์ประกอบ
1. เลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติ | ประธานกรรมการ |
2. ปลัดบัญชีทหารบก | กรรมการ |
3. ปลัดกระทรวงการคลัง | กรรมการ |
4. ปลัดกระทรวงพลังงาน | กรรมการ |
5. เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ | กรรมการ |
6. เลขาธิการสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม | กรรมการ |
7. อธิบดีกรมบัญชีกลาง | กรรมการ |
8. อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน | กรรมการ |
9. อธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง | กรรมการ |
10. อธิบดีกรมโรงงานอุตสาหกรรม | กรรมการ |
11. ประธานสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย | กรรมการ |
12. นายกสภาวิศวกร | กรรมการ |
13. นายกสภาสถาปนิก | กรรมการ |
14. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน | กรรมการและเลขานุการ |
อำนาจหน้าที่
1. เสนอแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนตามวัตถุประสงค์ที่กำหนดไว้ในมาตรา 25 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อใช้ตามวัตถุประสงค์ที่กําหนด ทั้งนี้ ตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลําดับความสําคัญที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกําหนด
3. กําหนดระเบียบเกี่ยวกับหลักเกณฑ์และวิธีการขอจัดสรร ขอเงินช่วยเหลือ หรือขอเงินอุดหนุนจากกองทุน
4. เสนออัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสําหรับน้ํามันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5.เสนอชนิดของน้ํามันเชื้อเพลิงที่ได้รับยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนต่อคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ
6.กําหนดอัตราค่าธรรมเนียมพิเศษโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
7. ยกเว้นค่าธรรมเนียมพิเศษ
8. พิจารณาอนุมัติคําขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามแนวทาง หลักเกณฑ์และเงื่อนไข คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกําหนด
9. กําหนดระเบียบเกี่ยวกับหลักเกณฑ์และวิธีการขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ
10. ปฏิบัติการอื่นใดตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมาย
รายงานประจำปี 2552
คู่มือครูภาษาไทย
โครงการการพัฒนาเชื้อเพลิงแก๊สจากชีวมวลสำหรับอุตสาหกรรมเผาอุณหภูมิสูง (เซรามิก)
คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
องค์ประกอบและอำนาจหน้าที่
ของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
องค์ประกอบ
1. ปลัดกระทรวงพลังงาน | ประธานกรรมการ |
2. เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ | กรรมการ |
3. อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน | กรรมการ |
4. อธิบดีกรมโรงงานอุตสาหกรรม | กรรมการ |
5. อธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง | กรรมการ |
6. เลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม | กรรมการ |
7. อัยการสูงสุด | กรรมการ |
8. ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน | กรรมการ |
9. ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย | กรรมการ |
10. ผู้ว่าการไฟฟ้านครหลวง | กรรมการ |
11. ผู้ว่าการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค | กรรมการ |
12. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน | กรรมการและเลขานุการ |
13. ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน | กรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ |
14. ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน | กรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ |
อำนาจหน้าที่
1. บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตลอดจนกำหนดหลักเกณฑ์และแนวทาง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามกรอบที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้ให้ความเห็นชอบ
2. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ให้เป็นไปตามแนวทางที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้ให้ความเห็นชอบ และกำกับ ติดตาม เร่งรัดการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งปฏิบัติหน้าที่เป็นศูนย์ประสานการพิจารณาออกใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าของหลายหน่วยงานให้ได้ข้อยุติและมีความพร้อมก่อนเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาออกใบอนุญาตต่อไป
3. ประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อเสนอแนะต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม
4. มีอำนาจเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมชี้แจง รวมทั้งให้ข้อมูลและเอกสารที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม
5. มีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ คณะทำงาน เพื่อช่วยดำเนินการให้บรรลุวัตถุประสงค์ในขอบเขตของอำนาจหน้าที่ตามความจำเป็น
6. ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมาย