Super User
ประกาศขอบเขตของงานจ้างที่ปรึกษา (TOR) และราคากลาง โครงการนำร่องพัฒนา Use Case การใช้ประโยชน์จากข้อมูลด้านไฟฟ้าในการวิเคราะห์เชิงนโยบายและการกำกับดูแลกิจการพลังงาน โดยวิธีคัดเลือก
กพช. ครั้งที่ 151 วันจันทร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่ 151)
วันจันทร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
2. แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2.ตั้งแต่เมื่อวันที่ 16ธันวาคม 2562กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2563 – 2567ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอและเห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ช่วงปีดังกล่าวในวงเงินปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท รวมทั้งให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว โดยแบ่งตามสัดส่วนได้ดังนี้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ร้อยละ 50 แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 47 และแผนบริหารจัดการสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ร้อยละ 3 ทั้งนี้ สัดส่วนของการจัดสรรเงินของแต่ละแผนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงาน ที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ไม่เกินร้อยละ 10
3. เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2563คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติอนุมัติจัดสรรเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการฯ ประจำปีงบประมาณ 2563 จำนวน 1,035 โครงการวงเงินที่ให้การสนับสนุน 2,067 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อชุมชนพึ่งพาตนเอง (Off Grid) ทุกโครงการ ให้ผู้ได้รับการสนับสนุนดำเนินการขออนุญาตใช้พื้นที่ตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องให้แล้วเสร็จ พร้อมจัดส่งหนังสือใบอนุญาตให้เข้าทำประโยชน์ หรืออยู่อาศัยภายในเขตพื้นที่จากหน่วยงานเจ้าของพื้นที่มายัง ส.กทอ. ภายในวันที่ 15 กันยายน 2563 หรือในวันที่ลงนามในหนังสือยืนยันกับ ส.กทอ. และ (2) โครงการติดตั้งระบบสูบน้ำพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อการเกษตร จะต้องได้รับการตรวจสอบพื้นที่ภัยแล้งย้อนหลัง 5 ปี ยืนยันเรื่องความซ้ำซ้อนของผู้ใช้ประโยชน์ พื้นที่ที่ได้รับประโยชน์จากสำนักงานพลังงานจังหวัดและต้องได้รับการยืนยันความถูกต้องของเอกสารใบอนุญาตให้ใช้น้ำบาดาล (นบ.5) จากสำนักงานทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดลอมจังหวัด ก่อนลงนามในหนังสือยืนยันกับ ส.กทอ. ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปีงบประมาณ 2563 พบว่า เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาลงนามในหนังสือยืนยันมีโครงการที่ได้รับการสนับสนุนภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนจำนวน 335 โครงการ วงเงิน 1,102 ล้านบาท และในส่วนของแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ซึ่งได้รับอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2563 จำนวน 255.98 ล้านบาท มีผลการเบิกจ่ายเงินรวมจำนวน 100.58 ล้านบาท โดยมีฐานะทางการเงินและประมาณการกระแสเงินสด (Cash Flow)ของกองทุนฯในปีงบประมาณ 2564 ถึง 2567 ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 อยู่ที่ 12,458 ล้านบาท 16,079 ล้านบาท 19,895 ล้านบาท และ 23,768 ล้านบาท ตามลำดับ
4. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2564 ได้มีการปรับปรุง โดยมีการรวมเป็น 2 แผนใหม่ประกอบด้วย แผนอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน ซึ่งมี 7 กลุ่มงานย่อย และแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ในวงเงินรวม 6,500 ล้านบาท และนำเสนอคณะกรรมการกองทุนฯในการประชุมครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่ 86) เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การสร้างงานและสร้างรายได้ด้านพลังงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2563 เรื่อง กรอบนโยบายการฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในด้านต่างๆ ซึ่งได้กำหนดหลักการในการฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ ดังนี้ 1) มุ่งเน้นการฟื้นฟูและสร้างเศรษฐกิจภายในประเทศเป็นหลัก โดยให้ความสำคัญต่อสาขาเศรษฐกิจของประเทศที่ยังคงมีความได้เปรียบและมีโอกาสที่จะสร้างการเติบโตให้กับประเทศในช่วงหลังการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา (COVID-19) 2) มุ่งเน้นกิจกรรมที่ก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างอาชีพสามารถรองรับแรงงานส่วนเกินที่อพยพกลับท้องถิ่นและชุมชน3)มุ่งเน้นการบูรณาการระหว่างหน่วยงานทั้งในด้านกำลังคน แผนงานโครงการและการลงทุนและ 4) มุ่งเน้นการมีส่วนร่วมของภาคประชาชนในพื้นที่และภาคส่วนอื่นๆ ในสังคมเช่น ภาคเอกชน มูลนิธิ และภาควิชาการโดยมีแผนงานฟื้นฟูเศรษฐกิจท้องถิ่นและชุมชน ซึ่งให้ความสำคัญกับโครงการที่จะก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างอาชีพในท้องถิ่นและชุมชนในระยะยาว โดยเฉพาะผู้จบการศึกษาที่จะเข้าสู่ตลาดแรงงาน เพื่อเพิ่มความเข้มแข็งของเศรษฐกิจระดับชุมชนและการกระจายความเจริญสู่ชนบทได้อย่างยั่งยืนและ (2) การเตรียมความพร้อมผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2563 หรือ Building Energy Code (BEC) ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2563 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2563 โดยมีผลบังคับใช้เมื่อพ้นกำหนด 120 วัน นับแต่วันประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จะต้องจัดเตรียมงบประมาณในการสร้างความพร้อมการกำกับดูแลในระยะยาว เช่น การพัฒนาบุคลากร เพื่อเตรียมความพร้อมให้หน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับดูแล และพิจารณาอนุญาตการก่อสร้าง การสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับผู้ที่เกี่ยวข้อง การพัฒนาเครื่องมือสำหรับเจ้าหน้าที่รัฐในการกำกับดูแลการจัดทำฐานข้อมูลวัสดุอุปกรณ์ในการก่อสร้างอาคาร การพัฒนาระบบการติดตามผลรวมทั้งการเตรียมการศึกษาเพื่อปรับปรุงเกณฑ์มาตรฐาน BEC ซึ่งอาจต้องปรับเปลี่ยนให้เหมาะสมตามเทคโนโลยีและพฤติกรรมการใช้พลังงานที่เปลี่ยนแปลงไป
5. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติดังนี้(1) เห็นชอบให้เสนอกพช. ยกเลิกแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2563–2567(2) เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2564 ในวงเงิน 6,500 ล้านบาท ดังนี้ 1) แผนอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน วงเงิน 6,305 ล้านบาท ประกอบด้วย กลุ่มงานตามกฎหมาย200 ล้านบาทกลุ่มงานสนับสนุนนโยบายอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน 500 ล้านบาท กลุ่มงานศึกษา ค้นคว้าวิจัย นวัตกรรม และสาธิตต้นแบบ 355 ล้านบาท กลุ่มงานสื่อสาร และข้อมูล ข่าวสาร 200 ล้านบาท กลุ่มงานพัฒนาบุคลากร 450 ล้านบาท กลุ่มงานส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม อุตสาหกรรมขนาดเล็ก (SMEs) อาคาร บ้านอยู่อาศัย ภาคขนส่ง ธุรกิจฟาร์มเกษตรสมัยใหม่ และพื้นที่พิเศษ 2,200 ล้านบาท และกลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก 2,400 ล้านบาท และ 2) แผนบริหารจัดการ ส.กทอ. วงเงิน 195 ล้านบาท ทั้งนี้มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ เสนอต่อกพช. เพื่อพิจารณาต่อไปและ (3) เห็นชอบหลักการการบริหารกลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงาน และพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารงานจังหวัดแบบบูรณาการ พิจารณากลั่นกรองข้อเสนอโครงการระดับจังหวัดและจัดลำดับความสำคัญของกลุ่มเป้าหมายในระดับพื้นที่ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานหารือกับกระทรวงมหาดไทยในรายละเอียดและนำเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ในปีต่อไปคณะกรรมการกองทุนฯ มีมติเห็นควรให้ทบทวนแนวทางการสนับสนุนโครงการภายใต้กลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก โดยให้กำหนดเงื่อนไขด้านการร่วมสมทบทุนเพื่อให้เกิดความยั่งยืน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบยกเลิกแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 – 2567
2.เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ในวงเงิน 6,500 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับการใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ภายในกรอบวงเงิน 6,500 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินดังกล่าว
เรื่องที่ 2 แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบFeed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firmตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560(2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก(3)มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiTสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาและ (4) เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกพช. พิจารณาลงนามต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้มีการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยคำนึงถึงการจัดหาวัตถุดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และให้เกษตรกรได้รับประโยชน์อย่างแท้จริงจึงได้ปรับปรุงหลักการการรับซื้อและเงื่อนไขของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) จากมติ กพช.เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยสรุปการเปรียบเทียบข้อแตกต่างจากเงื่อนไขเดิมได้ดังนี้(1) ประเภทเชื้อเพลิงเงื่อนไขเดิม ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสานร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ประกอบด้วย ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)(2) เป้าหมายการรับซื้อเงื่อนไขเดิม 700 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) 150 เมกะวัตต์ (ชีวมวล 75 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 75 เมกะวัตต์) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายต่อโครงการ เงื่อนไขเดิม ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) โรงไฟฟ้าชีวมวล ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการและโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ (4) รูปแบบผู้เสนอโครงการ เงื่อนไขเดิม คือ ภาคเอกชน หรือภาคเอกชนร่วมกับองค์กรของรัฐเงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) เฉพาะภาคเอกชน(5) การแบ่งผลประโยชน์ เงื่อนไขเดิมได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และมีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น ในอัตรา25 สตางค์ต่อหน่วย ให้กับกองทุนหมู่บ้านในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า (ขอบเขตตามหลักเกณฑ์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า)เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง)ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้าและผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า โดยให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภคด้านการศึกษา เป็นต้น และ (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ เงื่อนไขเดิม ใช้การประเมินคุณสมบัติขั้นต้นและให้คะแนนข้อเสนอด้านเทคนิคและด้านผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนเงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ใช้วิธีแข่งขันทางด้านราคา(Competitive Bidding)
3. เมื่อวันที่11พฤศจิกายน 2563กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินโครงการนำร่อง โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีหลักการการรับซื้อและเงื่อนไข ดังนี้(1) มีเป้าหมายการรับซื้อ ไฟฟ้า 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนาม ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการเป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ (2)เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT(3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (4)ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น(5)สัญญา รับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี(6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ ส่วนที่ 1 ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิ ความพร้อมด้านเทคโนโลยีความพร้อมด้านการเงินความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจนมีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไปและส่วนที่ 2ด้านราคา จะเป็นการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลด ในส่วนของ FiTคงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ(7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ (8)รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วนได้แก่ส่วนที่ 1 ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และส่วนที่ 2 วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกัน ไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า(9) การแบ่งผลประโยชน์ แบ่งเป็น ส่วนที่ 1 หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ10ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน(ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และส่วนที่ 2 ผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภคด้านการศึกษา เป็นต้น (10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิง ในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงานคุณสมบัติของพืชพลังงานและราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วยโดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจาก การปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ไม่เกินร้อยละ 20(11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสียน้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน6เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล และ (12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ กบง. ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ควรบูรณาการร่วมกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมด้านการใช้ประโยชน์จากพื้นที่โครงการจัดที่ดินทำกินให้ชุมชนตามนโยบายของคณะกรรมการนโยบายที่ดินแห่งชาติ (คทช.) เพื่อให้ประชาชนมีรายได้จากการปลูกไม้โตเร็วเป็นเชื้อเพลิงผลิตพลังงาน และควรประสานงานกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์เรื่องพื้นที่แนะนำในการปลูกไม้โตเร็วสำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า และ (2) ควรกำชับการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนที่มีขนาดต่ำกว่า 6 เมกะวัตต์ ว่ายังคงต้องปฏิบัติตามประมวลหลักการปฏิบัติ (Code Of Practice : COP) เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบหลักการและเงื่อนไขการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-inTariff(FiT)สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก(VSPP)โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง)ดังนี้
(1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการเป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์
(2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
(3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)
(4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น
(5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี
(6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ ส่วนที่ 1 ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิ ความพร้อมด้านเทคโนโลยีความพร้อมด้านการเงินความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจนมีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น ผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไป และส่วนที่ 2 ด้านราคา จะเป็นการแข่งขัน ด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลดในส่วนของ FiTคงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ
(7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้า ต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ
(8) รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ส่วนที่ 1 ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และส่วนที่ 2วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกัน ไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า
(9) การแบ่งผลประโยชน์ แบ่งเป็น ส่วนที่ 1 หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ10ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน(ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และส่วนที่ 2 ผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภคด้านการศึกษา เป็นต้น
(10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงานคุณสมบัติของพืชพลังงานและราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ไม่เกินร้อยละ 20
(11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน6เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล
(12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบ หรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบFeed-inTariff (FiT)สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก(VSPP)โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เงื่อนไขใหม่(โครงการนำร่อง) และดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
ประกาศขอบเขตของงานจ้างที่ปรึกษา (TOR) และราคากลาง โครงการศึกษาการทบทวนต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและแนวทางการบริหารจัดการสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สถานการณ์พลังงานรายไตรมาส มกราคม - กันยายน ปี 2563
กบง.ครั้งที่ 7/2563 (ครั้งที่ 21) วันพุธที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2563 (ครั้งที่ 21)
วันพุธที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.
1. รายงานแผนพลังงาน 4 แผน ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
3. แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
6. แนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . รายงานแผนพลังงาน 4 แผน ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงาน 4 แผน ดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ทั้งนี้ แผนพลังงานทั้ง 4 แผนดังกล่าวเป็นแผนระดับที่ 3 ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2560 เรื่อง แนวทางการเสนอแผน เข้าสู่การพิจารณาของคณะรัฐมนตรี ซึ่งกำหนดแนวทางให้ทุกส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐนำเสนอแผนระดับที่ 3 ต่อสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เพื่อพิจารณาเบื้องต้นก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2563 สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนระดับที่ 3 ของกระทรวงพลังงาน ทั้ง 4 แผนดังกล่าว และเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเร่งทบทวนแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 แผน EEP2018 แผน AEDP2018 และ Gas Plan 2018 รวมทั้งแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งอยู่ระหว่างการจัดทำ โดยให้จัดทำแผนบูรณาการให้เป็นแผนพัฒนาด้านพลังงานของประเทศไทย 1 แผน รวมทั้ง กำหนดเป้าหมายในช่วงระยะเวลา 5 ปี ให้สอดคล้องกับช่วงเวลาของแผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติ และนำผลการพิจารณาทบทวนแผนดังกล่าวเสนอต่อ กพช. ภายใน 6 เดือน เพื่อเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยให้กระทรวงพลังงาน รับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้ง พิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 ที่ประชุมคณะรัฐมนตรีได้รับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ดังนี้ (1) เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อไป ทั้งนี้จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด (2) มอบหมายให้ พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560-2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว
3.สาระสำคัญของแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เป็นแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดให้สอดคล้องกับกรอบการพัฒนาตามแผนแม่บทฯ เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติในเชิงรูปธรรมในระยะสั้น ครอบคลุมช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิค และความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบและวิจัยมาพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นเป็นการดำเนินงานผ่าน 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน และแผนอำนวยการสนับสนุนการขับเคลื่อน ซึ่งครอบคลุมทั้งหมด 5 หัวข้อหลัก ได้แก่ ระบบบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านโหลด (Pricing & Incentive Design & Demand Response) ระบบไมโครกริด (Microgrid) ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) และระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน โดยมีเป้าหมายและผลประโยชน์ในภาพรวมที่จะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น
4.สนพ. ได้ดำเนินการติดตามและรวบรวมความคืบหน้าของการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น อย่างต่อเนื่องโดยพบว่า หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นได้ขอปรับปรุงแก้ไขรายละเอียดการดำเนินโครงการตามที่ระบุไว้ในแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมถึงมีการเพิ่มเติมโครงการ/กิจกรรมอื่นๆ ด้านสมาร์ทกริดที่ไม่อยู่ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น แต่เป็นกิจกรรมที่เกี่ยวข้องกับสมาร์ทกริด เช่น โครงการที่มีการเริ่มต้นดำเนินงานก่อนการจัดทำแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น ซึ่งเป็นโครงการที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหรือโครงการตามภารกิจงานของหน่วยงานในอนาคต ทั้งนี้คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 8) เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2561 มีมติรับทราบการปรับปรุงกรอบงบประมาณและรายละเอียดการดำเนินโครงการ ตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น และเห็นชอบการเพิ่มเติมรหัสโครงการ สำหรับโครงการหรือกิจกรรมอื่นๆ ด้านสมาร์ทกริดของหน่วยงานหลักตามที่ สนพ. นำเสนอ ซึ่ง สนพ. ได้ดำเนินการติดตามและรวบรวมความคืบหน้าการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น ซึ่งหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเริ่มดำเนินงานอย่างเป็นรูปธรรม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา (4) เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหาร การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
2.กระทรวงพลังงานได้มีการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยคำนึงถึงการจัดหาวัตถุดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และให้เกษตรกรได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง จึงได้ปรับปรุงหลักการการรับซื้อและเงื่อนไขของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยสรุปการเปรียบเทียบข้อแตกต่างจากเงื่อนไขเดิมได้ ดังนี้ (1) ประเภทเชื้อเพลิง เงื่อนไขเดิม ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสานร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ประกอบด้วย ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (2) เป้าหมายการรับซื้อ เงื่อนไขเดิม 700 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) 150 เมกะวัตต์ (ชีวมวล 75 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 75 เมกะวัตต์) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายต่อโครงการ เงื่อนไขเดิม ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) โรงไฟฟ้าชีวมวล ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ (4) รูปแบบผู้เสนอโครงการ เงื่อนไขเดิม คือ ภาคเอกชน หรือภาคเอกชนร่วมกับองค์กรของรัฐ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) เฉพาะภาคเอกชน (5) การแบ่งผลประโยชน์ เงื่อนไขเดิม ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และมีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น ในอัตรา 25 สตางค์ต่อหน่วย ให้กับกองทุนหมู่บ้านในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า (ขอบเขตตามหลักเกณฑ์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า) เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า โดยให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น และ (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ เงื่อนไขเดิม ใช้การประเมินคุณสมบัติขั้นต้นและให้คะแนนข้อเสนอด้านเทคนิคและด้านผลประโยชน์คืนสู่ชุมชน เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ใช้วิธีแข่งขันทางด้านราคา
3. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2563 คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้มีมติให้ดำเนินโครงการนำร่อง โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีหลักการการรับซื้อและเงื่อนไข ดังนี้ (1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ (2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น (5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการคัดเลือก โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ด้วยวิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) (7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ (8) รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกันไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า (9) การแบ่งผลประโยชน์หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า (10) การแบ่งผลประโยชน์อื่น ๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น (11) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงาน คุณสมบัติของพืชพลังงาน และราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ ไม่เกินร้อยละ 20 (12) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และ ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล และ (13) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
4. ในการประชุมคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าฯ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้เสนอให้ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานให้ความเห็น อาจมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค เสนอให้แต่งตั้งคณะทำงาน/อนุกรรมการ จากผู้แทนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ. กฟน. และ กฟภ.) เป็นผู้ดำเนินการพิจารณาตรวจสอบคุณสมบัติและประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค (2) ข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านราคา เสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้ดำเนินการประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านราคา สำหรับผู้ยื่นข้อเสนอที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติและการประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบหลักการและเงื่อนไขการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบFeed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) ดังนี้
(1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็น (1) เชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และ (2) เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์
(2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
(3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)
(4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น
(5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี
(6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ (1) ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิเช่น ความพร้อมด้านเทคโนโลยี ความพร้อมด้านการเงิน ความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจน มีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น ผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไป และ (2) ด้านราคา จะเป็นการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลดในส่วนของ FiT คงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ
(7)โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้า ต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ
(8)รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ (1) ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และ (2) วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกันไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า
(9) การแบ่งผลประโยชน์ (1) หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และ (2) ผลประโยชน์อื่น ๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น
(10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงาน คุณสมบัติของพืชพลังงาน และราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ ไม่เกินร้อยละ 20
(11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล
(12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบตามข้อ 1 และพิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) และดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป
เรื่องที่ 4 . แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่อง และรับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทดสอบนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และวันที่ 21 เมษายน 2563 กฟผ. ได้นำเข้า LNG แบบ Spot 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้รายงานผลการนำเข้าให้ กบง. รับทราบแล้วเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. กกพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปตท. และ กฟผ. ได้มีการประชุมร่วมกันหลายครั้ง และได้เสนอคณะอนุกรรมการบริหารจัดการ การจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ซึ่งสรุปแนวทางได้ 2 รูปแบบ ดังนี้
2.1 ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบไว้แล้วเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ (1) ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ (2) ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้งหน่วยงานหรือองค์กรผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มีผู้บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) รายใหม่ ในส่วนที่ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนแรกจะเป็นการอนุญาตให้มีการนำเข้า LNG เพิ่มจาก LNG สัญญาระยะยาวที่ทำไว้ (LNG Flexible Supply) โดยนำเข้าจากตลาดจร (Spot) ในช่วงที่เงินบาทแข็งค่าและ LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลง สำหรับการปรับปรุงส่วนที่ 2 เป็นเรื่องที่ยังไม่เชื่อมโยงกับการดำเนินนโยบาย SPP Pool เนื่องจาก สนพ. ยังอยู่ในช่วงการศึกษาและเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและกำลังศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต ทั้งนี้ การปรับปรุงแนวทางฯ รูปแบบนี้มีข้อดีคือ เป็นการเปิดเสรีอย่างแท้จริงทั้งในส่วนที่จัดหาและค้าส่งไปพร้อมกัน เห็นผลรวดเร็ว Shipper ต้องมี Demand ของตนเอง ช่วยเพิ่ม Bargaining Power และส่งเสริมให้ภาคเอกชนไทยเข้าสู่ธุรกิจก๊าซส่วนUpstream/Midstream และแข่งขันกับต่างชาติได้ รวมทั้งภาครัฐสามารถคุมนโยบายและการปฏิบัติได้โดยไม่มีภาระความรับผิดชอบทางธุรกิจ แต่มีข้อเสียคือต้องมี Major New Demand จึงจะเกิด New Shipper และสร้างการแข่งขันได้
2.2 รูปแบบ Enhance Single Buyer (ESB) ปตท. ได้เสนอรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ควบคู่กับการส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจไฟฟ้า โดย ปตท. จะทำหน้าที่เป็นผู้จัดหา (Aggregator) ก๊าซธรรมชาติ ที่เปิดโอกาสให้ Shippers/Suppliers สามารถแข่งขันขาย LNG ส่วนเพิ่ม(ปริมาณส่วนเพิ่มในแต่ละช่วงเวลากำหนดโดย กพช.) ผ่าน ปตท. เพื่อให้ประโยชน์เกิดกับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย และยังคงมั่นใจได้ว่าการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ไม่กระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศในภาพรวม โดยรูปแบบ ESB มีข้อดีคือ เปิดแข่งขันได้แม้ไม่มี New Demand โดยเริ่มจากการแข่งขันจัดหาเข้า Pool โดยผู้จัดหาไม่ต้องมี Demand ของตนเอง ผู้ค้าส่งไม่ต้องนำเข้าก๊าซเอง และมีข้อเสียคือ ใช้เวลานานกว่าการเปิดเสรีทั้งระบบ ไม่สามารถทดสอบการใช้งาน TPA ทั้งระบบพร้อมกันได้ ภาครัฐต้องบริหาร Pool Gas ทั้งด้านราคา คุณภาพ และปริมาณ และรับความเสี่ยงในการบริหาร สัญญาซื้อ-ขายก๊าซทั้งระบบ ทำให้ยากต่อการแข่งขันทั้งระบบอย่างแท้จริง (ปตท. ยังมีบทบาทสำคัญในธุรกิจก๊าซ) นอกจากนี้ยังมีข้อจำกัดสำคัญคือ กฟผ. ไม่สามารถแข่งขันในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ เนื่องจากพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 กำหนดบทบาท กฟผ. ไว้ในด้านการผลิตไฟฟ้าและบริหารจัดการระบบสายส่งเท่านั้น
3. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้รับทราบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ในช่วงปี 2561 - 2572 จะเป็นไปตามสัญญาระยะยาวของ ปตท.เมื่อถึงปลายปี 2572 สัดส่วนการจัดหาของ ปตท. จาก 100% จะลดลงเหลือประมาณ 58% และหลังปี 2572 จะเป็นโอกาสของตลาดของการแข่งขันอย่างแท้จริง และจากการพิจารณาข้อดีและข้อเสียของการปรับปรุงแนวทางตามข้อ 2.1 และ 2.2 คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่าแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ ในช่วงปี 2563 – 2567 ควรเป็นรูปแบบการปรับปรุงแนวทางเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ตามข้อ 2.1
4. กกพ. ได้อนุมัติให้ใบอนุญาตประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทำให้นอกจาก ปตท. แล้ว ณ เดือนมิถุนายน 2563 มี New Shippers 4 ราย ได้แก่ (1) กฟผ. (2) บริษัท บี.กริม แอลเอ็นจี จำกัด (3) บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และ (4) บริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด ต่อมาเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2563 สนพ. ได้เชิญ Shipper ทั้ง 4 ราย มาประชุมแลกเปลี่ยนความเห็น โดย New Shippers สนับสนุนให้เร่งประกาศนโยบายเปิดเสรีกิจการก๊าซฯ และมีความเห็นสรุปได้ดังนี้ (1) การใช้บริการสถานี LNG Terminal/ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ควรกำหนดอัตราค่าปรับการใช้บริการให้ชัดเจนและเหมาะสม ปรับปรุงการจองใช้บริการ LNG Terminal ให้สามารถใช้บริการได้จริง ข้อกำหนดการส่งเสริมให้เป็น LNG Hub ระยะแรกควรมีความยืดหยุ่นเพื่อให้ Shipper แต่ละรายมีเวลาปรับตัว การนำเข้า LNG ของ Shipper มีการใช้เฉพาะท่อส่งก๊าซบนบกเท่านั้น จึงควรคิดค่าผ่านท่อให้สอดคล้องกับการใช้งานจริง และควรจัดตั้งหน่วยงานกลางในการกำกับดูแล ควบคุมการเรียกรับก๊าซและคุณภาพก๊าซจากแหล่งต่างๆ เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม (2) กกพ. ควรเผยแพร่ข้อมูลให้ทันสมัยตลอดเวลา เพื่อให้ Shipper ทุกรายสามารถเข้าถึงข้อมูลได้อย่างเท่าเทียมและรวดเร็ว การกำหนดราคาก๊าซสำหรับผู้ใช้ก๊าซในภาคไฟฟ้า ควรมีความเท่าเทียมด้านต้นทุนค่าเชื้อเพลิง และแข่งขันที่ประสิทธิภาพการผลิตของโรงไฟฟ้าเป็นหลัก การกำหนดกลไกในการบริหารจัดการปริมาณ LNG ที่ขาด/เกิน ควรมีความชัดเจน เช่น แบ่งเป็นส่วนเพื่อการค้าและส่วนเพื่อความมั่นคง การบริหารจัดการ Take or Pay ควรเปิดเผยข้อมูลและการบริหารจัดการสัญญาแต่ละแหล่งให้สาธารณะได้รับรู้อย่างครบถ้วนและมิให้เป็นภาระของประเทศ และ (3) ควรมีโครงสร้างราคาการแข่งขันที่ชัดเจน และประกาศราคาอ้างอิงล่วงหน้าเพื่อให้ shipper ใช้เป็นเกณฑ์ในการตัดสินใจในการทำข้อผูกพันแต่ละครั้ง
5. จากผลการดำเนินการระยะที่ 1 โครงการนำร่องของ กฟผ. ความพร้อมในการเตรียมการระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่าน ความเห็นจากคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหาฯ ประกอบกับความเห็นจาก New Shippers ทุกราย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้ (1) มอบหมาย กกพ. เร่งดำเนินการในเรื่องที่เกี่ยวข้องเพื่อพร้อมเปิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 ภายในเดือนธันวาคม 2563 ประกอบด้วย การจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ให้ Shipper ทุกรายมี Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และสถานี LNG กำหนดค่าปรับความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ ค่าปรับการใช้ความสามารถในการให้บริการเกินกำหนดของระบบส่งก๊าซฯ กำหนดแนวทางการกำกับ กลไกและเครื่องมือการบริหารจัดการตลาดเพื่อให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ให้เหมาะสมกับปัจจุบันและรองรับในอนาคต โดยมอบ กกพ. เป็นหน่วยงานกลางในการกำกับกิจการก๊าซฯ และนำความเห็นของ New Shipper ไปประกอบการพิจารณาเพื่อให้การเปิดการแข่งขันฯ โปร่งใส เป็นธรรมและทั่วถึง (2) ปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ของคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยเพิ่มการบริหาร กำกับ ติดตาม การจัดหาก๊าซฯ เพื่อความความมั่นคง โดยครอบคลุมการจัดหาทั้งจากอ่าวไทยและนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และจากการนำเข้า LNG และกำหนดหลักเกณฑ์ เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มี Shipper หลายราย และเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ อาจต้องปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ เพื่อรองรับอำนาจและหน้าที่ที่เพิ่มขึ้นด้วย โดยมอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำคำสั่ง และเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามในคำสั่งต่อไป และ (3) มอบหมาย สนพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ซึ่งตามมติ กพช. วันที่ 28 มิถุนายน 2553 กำหนดราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาที่มีความหนืดปานกลาง (2% Sulphur) และให้เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในช่วงปี 2564 – 2572 ตามรูปแบบปรับปรุงแนวทางเดิมตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ (1) ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มีระบบที่มีการแข่งขันการจัดหา LNG โดยให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ (2) ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้ง TSO ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซ และรักษาสมดุลของระบบท่อ (3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มีผู้บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) รายใหม่ ทั้งนี้ในส่วนที่ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบไว้แล้วเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนแรกจะเป็นการอนุญาตให้มีการนำเข้า LNG เพิ่มจาก LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวที่ทำไว้ (LNG Flexible Supply) โดยนำเข้าจากตลาดจร (Spot) ในช่วงที่เงินบาทแข็งค่าและ LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas ในวัตถุประสงค์เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ถือเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า สำหรับการปรับปรุงส่วนที่ 2 เป็นเรื่องที่ยังไม่เชื่อมโยงกับการดำเนินนโยบาย SPP Pool เนื่องจาก สนพ. ยังอยู่ในช่วงการศึกษา และเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและกำลังศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เร่งดำเนินการในเรื่องที่เกี่ยวข้อง เพื่อพร้อมเปิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ภายในเดือนธันวาคม 2563 ดังนี้ (1) จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) ให้ Shipper ทุกรายมี Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (3) ทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และสถานี LNG (4) กำหนดค่าปรับความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ ค่าปรับการใช้ความสามารถในการให้บริการเกินกำหนดของระบบส่งก๊าซฯ (5) กำหนดแนวทางการกำกับ กลไกและเครื่องมือการบริหารจัดการตลาดเพื่อให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ให้เหมาะสมกับปัจจุบันและรองรับในอนาคต และ (6) มอบ กกพ. เป็นหน่วยงานกลางในการกำกับกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยนำความเห็นของ New Shipper ไปประกอบการพิจารณาเพื่อให้การเปิดการแข่งขันฯ โปร่งใส เป็นธรรมและทั่วถึง
3. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณารูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันราคา LNG นำเข้า โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมและแนวทางต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อช่วยส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติได้จริงอย่างเป็นรูปธรรม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบหลักการการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 และวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ทดลองนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot) จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ซึ่ง กฟผ. ได้นำเข้าลำเรือที่ 1 เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 และส่งให้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 4 แล้วเสร็จ จากการประเมินผลกระทบจากการจัดหา LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ พบว่า ราคา LNG ของ กฟผ. ต่ำกว่าราคาก๊าซฯ Pool ส่งผลให้มูลค่าเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 656.58 ล้านบาท และมีผลให้ค่าเชื้อเพลิงในค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ลดลงโดยเฉลี่ยประมาณ 0.56 สตางค์ต่อหน่วย
2. 2. กฟผ. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และสามารถบริหารจัดการต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ของ กฟผ. ได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยกำหนดแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) จัดซื้อจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยจัดทำร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติฉบับใหม่ (Global DCQ) ระยะเวลา 10 ปี และกำหนดปริมาณซื้อขายก๊าซเฉลี่ยต่อวัน (Daily Contract Quantity : DCQ) ตามความเหมาะสมกับความต้องการและสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เกิดความยืดหยุ่น โดยที่ กฟผ. ไม่เกิดความเสี่ยงจากบทปรับที่ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำรายปี (Minimum Take) และไม่กระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. (2) จัดหา LNG สำหรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ของ กฟผ. ในส่วน ที่เกินจากปริมาณตามข้อผูกพันใน Global DCQ เพื่อเพิ่มทางเลือกและเสริมความมั่นคงการจัดหาเชื้อเพลิง ให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และเพิ่มความยืดหยุ่นในการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซฯ ของ กฟผ. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2563 กฟผ. มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอแผนการนำเข้า LNG ของ กฟผ. สำหรับปี 2563 - 2565 (3 ปี) ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. เพื่อขอให้นำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2563 กฟผ. และ ปตท. ได้ลงนามสัญญา Global DCQ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 กำหนดอายุสัญญา 10 ปี และเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2563 กฟผ. มีหนังสือ ถึง สนพ. เสนอการปรับปรุงแผนการจัดหา LNG จากปี 2563 – 2565 เป็นปี 2564 - 2566 สำหรับปี 2563 หาก กบง. และ/หรือ กพช. มีมติอนุมัติแผนการจัดหา LNG ภายในเดือนพฤศจิกายน 2563 กฟผ. คาดการณ์ว่าจะสามารถนำเข้า LNG ได้ในปริมาณไม่เกิน 1 ลำเรือ หรือประมาณ 70,000 ตัน พร้อมรายงานผลการประเมินต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ระหว่างปี 2564 – 2566
3. แผนการจัดหา LNG ของ กฟผ. สำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 มีปริมาณจัดหาไม่เกิน 0.07 1.90 1.80 และ 1.80 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ และการประเมินต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในค่า Ft ระหว่างปี 2564 – 2566 (3 ปี) เท่ากับ -2.88 -1.44 และ -1.13 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ทั้งนี้ กฟผ. สามารถนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว การที่ กฟผ. ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ตามนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ จะส่งผลดีต่อประเทศโดยรวม ทั้งด้านการรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และด้านการเพิ่มความสามารถในการแข่งขันของประเทศ
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นต่อแผนการนำเข้า LNG ของ กฟผ. สรุปได้ดังนี้ (1) การนำเข้า LNG ของ กฟผ. สอดคล้องกับนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่ต้องการให้มี shipper หลายราย (2) กฟผ. จะต้องปฏิบัติตามระเบียบและข้อกำหนดของ TPA ทั้งในส่วนของสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว และในส่วนของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยไม่มีการผ่อนปรนกฎระเบียบใดๆ รวมถึงหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับ ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ (3) ปริมาณตามแผนการนำเข้าของ กฟผ. สูงเกินกว่า Capacity ของ Map Ta Phut LNG Terminal ที่ กฟผ. ทำสัญญาจองใช้บริการที่ 1.5 ล้านตันต่อปี ซึ่งอาจส่งผลกระทบกับผู้จองใช้ LNG terminal รายอื่น และ (4) ปริมาณการจัดหา LNG ตามแผนที่ กฟผ. เสนอเป็นส่วนเกินจากปริมาณตามสัญญา Global DCQ เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2563 จึงจำเป็นต้องประเมินปริมาณที่ กฟผ. จะนำเข้าก่อนการนำเข้าจริง เพื่อให้เหมาะสมและสอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และไม่ก่อให้เกิดภาระ Take or Pay กับผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติที่มีสัญญาอยู่ก่อนนั้น ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้รับทราบแผนการจัดหา LNG ของ กฟผ. สำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 มีปริมาณจัดหาไม่เกิน 0.07 1.90 1.80 และ 1.80 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงาน กกพ. สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปตท. และ กฟผ. ไปพิจารณาปริมาณการนำเข้าของ กฟผ. ที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบแผนการจัดหา LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สำหรับใช้ ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 ดังนี้ (1) ปี 2563 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 0.07 ล้านตันต่อปี (2) ปี 2564 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.90 ล้านตันต่อปี (3) ปี 2565 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.80 ล้านตันต่อปี และ (4) ปี 2566 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.80 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงาน กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ กฟผ. ไปพิจารณาปริมาณการนำเข้าของ กฟผ. ที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อไป
เรื่องที่ 6 . แนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือ ขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจาก มีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจมีรายได้ไม่เพียงพอและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน (วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน และ กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้ขยายเวลาช่วยเหลือต่อจนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 ต่อมาคณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงขยายเวลาบรรเทาความเดือดร้อนให้ผู้ประกอบการ รถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 1 เดือน (วันที่ 1 - 31 สิงหาคม 2563) และเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2563 ได้ขยายเวลาอีกครั้ง จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ แนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGVโดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 - 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดต่ำในช่วงต้นปี 2563 จะส่งผลต่อราคาก๊าซ NGV ในช่วงปลายปี จากแนวโน้มจะพบว่าราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในเดือนพฤศจิกายน 2563 ถึงเดือนมกราคม 2564 และเดือนมีนาคม 2564 ราคาขายปลีกจะต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นราคาที่จำหน่ายให้กับรถโดยสารสาธารณะ
2. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2563 สมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย (สมาคมแท็กซี่) มีหนังสือ ถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อขอความอนุเคราะห์ดังนี้ (1) ขอคงราคา ก๊าซ NGV จาก 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (2) ขอให้ ปตท. สนับสนุนงบประมาณด้านสวัสดิการให้กับคนขับแท็กซี่ และ (3) ให้มีเวทีที่แท็กซี่ได้ทำงานใกล้ชิดกับหน่วยงานภาครัฐ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2563 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมหารือแนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะ ระหว่างกรมการขนส่งทางบก (ขบ.) ปตท. สมาคมแท็กซี่ และสำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) สมาคมแท็กซี่ขอความอนุเคราะห์บรรเทาความเดือดร้อนของเครือข่ายแท็กซี่ไทยด้านอัตราค่าเชื้อเพลิง อย่างน้อยถึงเดือนธันวาคม 2563 และ (2) ขอให้เปิดเวทีให้สมาคมแท็กซี่ได้ทำงานใกล้ชิดกับหน่วยงานภาครัฐ เพื่อรับทราบ กฎ กติกา และระยะเวลา เพื่อดำเนินการร่วมกัน โดยเฉพาะการดำเนินการหลังเดือนธันวาคม 2563 เพื่อจะได้ทราบล่วงหน้า และรับไปพิจารณาตามนโยบาย
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับ การพิจารณาของคณะกรรมการ ปตท. และหากกระทรวงพลังงานลดราคาก๊าซ NGV ลงที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมแล้ว กระทรวงคมนาคมควรพิจารณาปรับอัตราค่าโดยสารลดลงให้สอดคล้องกับราคาก๊าซ NGV ที่ปรับลดลงด้วย ประกอบกับความเห็นของสมาคมแท็กซี่ที่เห็นด้วยกับการปรับราคาก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกระทรวงคมนาคมต้องปรับอัตราค่าบริการเพิ่มขึ้น ซึ่งกระทรวงคมนาคมได้ดำเนินโครงการศึกษาการพัฒนาเพื่อความปลอดภัยและคุณภาพการให้บริการของรถแท็กซี่ โดยพิจารณาโครงสร้างต้นทุน และการประกอบการ โดยมีสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) เป็นผู้รับจ้างศึกษา ซึ่งศึกษา แล้วเสร็จเมื่อเดือนมิถุนายน 2561 และขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาห้วงเวลาที่เหมาะสมในการนำอัตรา ค่าโดยสารตามผลการศึกษามาบังคับใช้ และจากแนวโน้มสถานการณ์ก๊าซ NGV ที่คาดว่าจะลดลงในช่วงปลายปี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล : รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด : รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก.รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้ลดราคาขายปลีก ก๊าซ NGV อยู่ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถแท็กซี่ ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามข้อร้องเรียน ของสมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ ของประเทศไทยและหลายประเทศทั่วโลก ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยลดต่ำลงเมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศสูงขึ้น อาจเป็นเหตุให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น ซึ่งจะเพิ่มภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน กระทรวงพลังงาน จึงได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาหาแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับไปดำเนินการบริหารจัดการ Reserve Margin ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจัดทำแผนหรือมาตรการเพื่อลด Reserve Margin ให้เสร็จภายเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงาน กบง. ต่อไป
2.สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ กฟผ. เรื่องแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 จำนวน 3 ครั้ง และได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin เบื้องต้น สรุปได้ดังนี้
2.1 แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า (เพิ่ม Demand) ได้แก่ (1) กระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้นโดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า อาจดำเนินการได้ในรูปแบบการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าหรือการปรับอัตราค่าไฟฟ้าแบบอัตราก้าวหน้าในช่วง (Block) ท้ายๆ ให้ถูกลง เพื่อช่วยกระตุ้นให้เกิดการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น และทำให้ระดับ Reserve Margin ลดต่ำลง รวมถึงเป็นการเพิ่มการใช้ประโยชน์ (Utilization Factor) ของโรงไฟฟ้าได้มากขึ้น แต่มีข้อกังวลคือ อาจจะทำให้เกิดพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าที่ฟุ่มเฟือยเกินความจำเป็น ซึ่งขัดกับมาตรการประหยัดพลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้าในผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทอุตสาหกรรม อาจทำให้เกิดประเด็นการค้าระหว่างประเทศ หรือประเด็นการทุ่มตลาดได้ (2) การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) เป็นแนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศและลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ แต่มีข้อกังวลคือ การใช้งานรถ EV ในช่วงแรกยังมีปริมาณค่อนข้างน้อย อัตราการเพิ่มขึ้นค่อนข้างต่ำเนื่องจากยังไม่มีความชัดเจนด้านนโยบายหรือแผนในการส่งเสริมการใช้งานรถ EV ดังนั้น อาจไม่สามารถนำมาใช้เป็นแนวทางการลดระดับ Reserve Margin ในช่วงระยะสั้นได้ และ (3) การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ โดยประเทศที่มีศักยภาพ ได้แก่ กัมพูชาและเมียนมา ซึ่งสามารถขายไฟฟ้าได้เร็วที่สุดในปี 2566 ปริมาณขายสุทธิ 480 เมกะวัตต์ (กัมพูชา 400 เมกะวัตต์ และ เมียนมา 80 เมกะวัตต์) ปริมาณเสนอขายสะสม ณ ปี 2579 ประมาณ 2,300 เมกะวัตต์ (กัมพูชา 2,000 เมกะวัตต์ และ เมียนมา 300 เมกะวัตต์) ซึ่งจะช่วยลดระดับ Reserve Margin และยังเป็นการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้าในประเทศให้เกิดประโยชน์ มีความคุ้มค่า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นการเพิ่มรายได้เข้าประเทศด้วย แต่ทั้งนี้ ในกรณีที่ขายไฟฟ้าให้ต่างประเทศด้วยอัตราค่าไฟฟ้าที่ต่ำกว่าราคาที่ขายในประเทศ อาจทำให้เกิดประเด็นหรือข้อร้องเรียนได้
2.2 แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า (ลด Supply) ประกอบด้วย (1) เจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว ควรจะต้องพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ ที่เหมาะสมก่อนดำเนินการ เช่น ต้องเป็นโครงการที่ยังไม่ดำเนินการก่อสร้าง ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นต้น (2) เร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (buy out) ควรพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมก่อนดำเนินการ เช่น ระยะเวลาที่จะสิ้นสุดสัญญา ประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Heat Rate) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นต้น ข้อกังวลคือ การพิจารณาเลื่อน COD สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว หรือการเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น จะต้องเจรจาระหว่างคู่สัญญา พิจารณาคัดเลือกโรงไฟฟ้า ที่มีความเหมาะสม และมีความคุ้มค่า เปรียบเทียบข้อดี ข้อเสีย รวมถึงต้นทุนค่าใช้จ่าย/ค่าชดเชยที่เกิดขึ้น อย่างถี่ถ้วน เพื่อไม่ให้เกิดภาระหรือผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ และยังคงไว้ซึ่งความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เบื้องต้น ดังนี้ (1) แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า (เพิ่ม Demand) ได้แก่ การกระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) และ การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ และ (2) แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า (ลด Supply) ได้แก่ การเจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว และ การเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (buy out)
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานภายใต้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศเพื่อพิจารณาจัดทำรายละเอียดแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ