กบง.ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่13) วันพุธที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่ 13)
วันพุธที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. รายงานความก้าวหน้าของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และ กฟผ.(Global DCQ)
2. แนวทางการผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลาง การซื้อ-ขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub)
3. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
5. การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
6. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
7. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8. นโยบายมอบของขวัญปีใหม่ (ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม) ให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1.รายงานความก้าวหน้าของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และ กฟผ.(Global DCQ)
สรุปสาระสำคัญ
1เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอ ภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจา Global DCQ ที่จะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2562(3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสม ทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้มีเกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP) (5) มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการ การใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. การเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. และ กฟผ. (Global DCQ) เป็นสัญญาเพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เพื่อให้เกิดความมั่นคงและความยืดหยุ่นสำหรับการจัดหาเชื้อเพลิงก๊าซฯ โดยเสรีที่ไม่มีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ภายใต้แผนความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศ โดยสัญญากำหนดปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ยรายวัน (DCQ) ซึ่ง ปตท. และ กฟผ. ได้หารือร่วมกันในประเด็นในสัญญา Global DCQ ที่ยังไม่ได้ข้อยุติ 4 ประเด็น ได้แก่ (1) การเรียกรับก๊าซและการเปลี่ยนแปลงการเรียกรับก๊าซ (Re-Nomination) (2) การกำหนดบทปรับ กรณีการใช้ก๊าซไม่สมดุลในแต่ละวัน (Imbalance) (3) การขาดส่งก๊าซธรรมชาติของบุคคลที่สาม และ (4) เงื่อนไขการใช้ก๊าซขั้นต่ำ (Minimum Take) ทั้งนี้ ใน 4 ประเด็นข้างต้น กกพ. จะพิจารณาภายใต้หลักการให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน ความเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วน และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ภายหลังการเจรจาทั้ง 4 ประเด็นแล้วเสร็จ สัญญา Global DCQ จะต้องผ่านกระบวนการพิจารณาจากคณะกรรมการ กฟผ. อัยการสูงสุด กบง. และ กพช. ตามลำดับ ทำให้ไม่สามารถลงนามสัญญา Global DCQ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 จึงจำเป็นต้องต่ออายุสัญญาชั่วคราวไปก่อนอีก 1 ปี หรือจนกว่าจะลงนาม Global DCQ แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. แนวทางการผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลาง การซื้อ-ขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub)
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ให้ศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนาประเทศไทยให้เป็น Regional LNG Hub และให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ปตท. กำหนด Roadmap การพัฒนาประเทศไทยให้เป็น Regional LNG Hub ภายในปี 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2562 คณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นปฏิรูปพลังงานด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี ภายใต้คณะทำงานพิเศษประสานเชื่อมโยงคณะกรรมการยุทธศาสตร์ชาติและคณะกรรมการปฏิรูปประเทศของกระทรวงพลังงาน ได้รับทราบผลการศึกษาการพัฒนา Regional LNG Hub ในประเทศไทย ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน มีนโยบายที่จะผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางด้านพลังงานในภูมิภาคอาเซียน โดยใช้ความได้เปรียบทางยุทธศาสตร์ของที่ตั้งของประเทศและการผลักดันเชิงนโยบาย เพื่อให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางด้านไฟฟ้าและศูนย์กลาง LNG
2. การพัฒนาประเทศไทยให้เป็นศูนย์กลางการซื้อ-ขาย LNG ในภูมิภาค (Regional LNG Hub) เพื่อให้เป็นตลาดที่ผู้ซื้อและผู้ขายมารวมตัวเพื่อทำการแลกเปลี่ยนซื้อ-ขาย LNG โดยใช้ประโยชน์จาก LNG Terminal Infrastructure ที่มีอยู่หลายแห่งในภาคตะวันออก โดยประเทศไทยมีศักยภาพที่จะพัฒนาให้เป็น Regional LNG Hub เนื่องจากมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในระดับสูง ประกอบกับประเทศไทยตั้งอยู่ ในตำแหน่งที่เป็นศูนย์กลางของประเทศที่มีความต้องการ LNG มีโครงสร้างพื้นฐานรองรับโดยสามารถให้บริการต่างๆ ได้อย่างหลากหลาย เช่น การให้บริการขนถ่ายและกักเก็บ LNG การให้บริการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ และการให้บริการเพื่อนำ LNG ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า เป็นต้น โดยปัจจัยส่งเสริม/ผลักดันในการพัฒนา Regional LNG Hub ได้แก่ การเพิ่ม Flexibility ในการบริหารจัดการ LNG เพื่อเป็นพื้นฐานที่สำคัญสำหรับการพัฒนาเศรษฐกิจระดับประเทศ ผ่านกลไกตลาด รองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น การใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุดการพัฒนาโครงข่ายก๊าซธรรมชาติและพัฒนาเป็นศูนย์กลางการซื้อ - ขาย LNG ส่วนกลุ่มลูกค้าเป้าหมายในภูมิภาคพบว่าตำแหน่งที่ตั้งของประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการซื้อ - ขาย LNG ภายในภูมิภาค คิดเป็นประมาณ 60% ของการซื้อ-ขาย LNG ในโลก และมีแนวโน้มความต้องการใช้ LNG ที่สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ประโยชน์ของการพัฒนา Regional LNG Hub ในประเทศไทย มีดังนี้ (1) สามารถเพิ่ม Flexibility ในการบริหารจัดการ LNG สนับสนุนการสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน (2) เพิ่มการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่เดิมให้เกิดประโยชน์สูงสุด (3) ประโยชน์ต่อเศรษฐกิจและอัตราการจ้างงานของประเทศไทยโดยรวม (4) ลดภาระการส่งผ่านอัตราค่าบริการไปยังค่าไฟฟ้า และ (5) สร้างโอกาสให้เกิดความร่วมมือในระดับภูมิภาคและในระดับสากล
3. แผนการส่งเสริมและผลักดันให้เกิดการดำเนินธุรกิจ Regional LNG Hub แบ่งเป็น 3 ช่วง ดังนี้ (1) ช่วงทดสอบกิจกรรม (ไตรมาสที่ 1 ปี 2563) โดยทดสอบระบบการให้บริการต่าง ๆ และทำการตลาด/สื่อความกับผู้ค้า LNG เพื่อให้เข้ามาใช้บริการ (2) ช่วงเริ่มดำเนินการ (ไตรมาสที่ 2-3 ปี 2563) โดยเริ่มทดลองค้าขาย LNG เชิงพาณิชย์ ทบทวนกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง และสร้างความร่วมมือระหว่างประเทศ ในระดับภูมิภาคและในระดับสากลร่วมกับภาครัฐ และ (3) ช่วงดำเนินการเชิงพาณิชย์ (ไตรมาส 4 ปี 2563 และ ปี 2564 เป็นต้นไป) ไตรมาส 4 ปี 2563 ให้บริการ Regional LNG Hub เต็มรูปแบบ ส่วนปี 2563 เป็นต้นไป จะปรับปรุง Infrastructure ที่จำเป็น (เช่น สร้างถังกักเก็บ LNG เพิ่มเติม และ/หรือ ปรับปรุงท่าเรือ) ทั้งนี้ การผลักดันให้ประเทศไทยเป็น Regional LNG Hub จำเป็นต้องได้รับการสนับสนุนจากภาครัฐ และหน่วยงานต่างๆ โดยประเด็นที่เกี่ยวข้องกับกระทรวงพลังงาน ได้แก่ (1) การซื้อ-ขาย LNG เพื่อให้ประเทศไทยเป็น LNG Hub ในเชิงพาณิชย์ ควรศึกษาแนวทางดำเนินการให้เกิดความชัดเจน และไม่กระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน (2) ขยายการให้บริการของ LNG Terminal ที่เกี่ยวข้องกับ Regional LNG Hub เพื่อรองรับกิจกรรมตาม LNG Hub เช่น การส่งออก การสำรอง เป็นต้น (3) การกำหนดอัตราค่าบริการ LNG Terminal ในส่วนที่เกี่ยวกับ LNG Hub เป็นการเพิ่ม utilization rate ของ Terminal ช่วยลดภาระผู้บริโภคในประเทศ และ (4) ควรศึกษาแนวทางดำเนินการสำหรับกรณีที่ปริมาณความต้องการ LNG ในประเทศสูงขึ้นและมีความจำเป็นต้องลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน หรือถังเก็บ LNG เพิ่มเติม โดยพิจารณาแบ่งสัดส่วนต้นทุน (Unbundle) ให้เหมาะสม
4. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2562 ที่ประชุมคณะอนุทำงานฯ ด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี มีมติรับทราบผลการศึกษาโดยมีข้อสังเกต สรุปได้ดังนี้ (1) ผลการศึกษาพิจารณาเฉพาะโครงสร้างพื้นฐาน Onshore Terminal ความเป็นไปได้ในการพัฒนาประเทศไทยให้เป็น Regional LNG hub ของ ปตท. ยังไม่ครอบคลุมถึงโครงสร้างพื้นฐานของประเทศทั้งหมดที่มีแผนจะดำเนินการ ซึ่งได้แก่ โครงการก่อสร้าง FSRU ของ กฟผ. (2) ในอนาคตหากสามารถพัฒนาเป็น Regional LNG hub จะต้องพิจารณาแบ่งสัดส่วนทั้งในเรื่องการแยกบัญชีก๊าซระหว่างการใช้ในประเทศ การส่งออก และขอบเขตการดำเนินงานของ ธุรกิจ LNG ที่ใช้ในประเทศเพื่อความมั่นคงกับเชิงพาณิชย์ให้ชัดเจน ทั้งนี้ ต้นทุนที่เกิดจากการลงทุนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพิ่มเติม จะไม่ถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ก๊าซในประเทศ เพราะเป็นต้นทุนในส่วนการค้าเชิงพาณิชย์ และ (3) ควรมีการศึกษาเพิ่มเติมโดยเปรียบเทียบกับประเทศอื่น ๆ ในภูมิภาค นอกเหนือจากประเทศสิงคโปร์ เพียงประเทศเดียว เช่น ประเทศเวียดนาม และฟิลิปปินส์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ซึ่งมีหลักการในการส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน ให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและการจำหน่ายไฟฟ้า และสร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ โดยเป้าหมายเป็นพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้น ๆ มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และเห็นชอบให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการฯ เช่น (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจเป็นโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคง (2) เน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม (4) พิจารณาการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิง (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือก และ(6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ พร้อมทั้งมอบหมาย กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีองค์ประกอบ 17 คน มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ร่วมเป็นอนุกรรมการ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เป็นต้น โดยมีหน้าที่พิจารณาให้ความเห็น เสนอแนะ และกำหนดแนวทางการดำเนินการส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชน พิจารณาและเสนอความก้าวหน้า และปัญหาอุปสรรคและนโยบายต่อการดำเนินงาน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2562 ประธานฯ กบง. ได้ลงนามในคำสั่งปรับปรุงองค์ประกอบคณะอนุกรรมการฯ
3.เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2562 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาหลักการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ดังนี้
3.1 หลักการทั่วไปใช้สำหรับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยประเภทเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้า ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) เชื้อเพลิงแบบผสมผสาน (Hybrid) ระหว่าง ชีวมวล และ/หรือ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และ/หรือ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ได้ ทั้งนี้ ให้ติดตั้งมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้าแยกแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และแยกราคารับซื้อไฟฟ้า ซึ่งเป็นสัญญาประเภท Non-Firm สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมด้วยได้ และห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ในปี 2563 จะเปิดรับซื้อไฟฟ้าปริมาณรวม 700 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โดยแบ่งเป็น (1) โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ซึ่งเปิดโอกาสให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างแล้วเสร็จหรือใกล้จะแล้วเสร็จเข้าร่วมโครงการ และ (2) โครงการทั่วไป เปิดโอกาสให้ผู้มีความประสงค์เข้าร่วมโครงการเป็นการทั่วไป และอนุญาตให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 เป็นต้นไป กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศรับซื้อกำหนดไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ การคัดเลือกโครงการจะดำเนินการโดยคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ที่จัดตั้งภายใต้ กพช. โดยคณะกรรมการฯ จะพิจารณาตามหลักเกณฑ์เงื่อนไขที่กำหนด และคัดเลือกเรียงตามลำดับจากโครงการที่เสนอให้ผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนสูงสุดไปสู่ผลประโยชน์ต่ำสุด ทั้งนี้ จะพิจารณารับซื้อจากโครงการ Quick win ก่อนเป็นลำดับแรก แล้วจึงจะพิจารณารับซื้อจากโครงการทั่วไป
3.2 รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีรูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชนอาจร่วมกับองค์กรของรัฐ) สัดส่วนประมาณร้อยละ 60 - 90 และกลุ่มวิสาหกิจชุมชน (มีสมาชิกไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน) สัดส่วนประมาณร้อยละ 10 - 40 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 และเปิดโอกาสให้ซื้อหุ้นเพิ่มได้อีก รวมแล้วไม่เกินร้อยละ 40) มีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ในพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นของโรงไฟฟ้าชุมชนนั้นๆ และจะต้องกำหนดเงื่อนไขการจัดสรรเงินส่วนแบ่งรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าของโครงการฯ ให้เป็นไปเพื่อการใช้ประโยชน์ด้านพลังงานให้กับชุมชน โดยมีอัตราส่วนแบ่งรายได้เป็นไม่ต่ำกว่า 25 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และอัตราส่วนแบ่งรายได้ไม่ต่ำกว่า 50 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid สำหรับพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นของโรงไฟฟ้านั้น ๆ ครอบคลุมหมู่บ้านโดยรอบโรงไฟฟ้าที่อยู่ในรัศมีจากศูนย์กลางโรงไฟฟ้าเป็นระยะทาง ดังนี้ (1) 5 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี (2) 3 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ ชั่วโมงต่อปี แต่ไม่เกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี และ (3) 1 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี ในกรณีที่มีการทับซ้อนกันของเขต พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น เนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ใกล้กันอาจรวมพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นเข้าด้วยกันก็ได้ ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงประโยชน์ต่อการพัฒนาพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นเป็นสำคัญ และชุมชนยังคงได้รับผลประโยชน์ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปกติ ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง โดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธะสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อเชื้อเพลิง ระยะเวลาการรับซื้อเชื้อเพลิง คุณสมบัติของเชื้อเพลิงและราคารับซื้อเชื้อเพลิงไว้ในสัญญาด้วย
3.3 อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) ดังนี้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ ทั้งนี้ ให้เพิ่มเติมราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกรณีก๊าซชีวภาพที่ใช้พืชพลังงานเพียงอย่างเดียวด้วย และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
2. เห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณามอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณา
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อทำหน้าที่คัดเลือกโครงการที่จะเข้าร่วมโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงปี 2558 - 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยได้กำหนดอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ประเภทพลังงานหมุนเวียน ปริมาณการรับซื้อ รวมทั้งกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date : SCOD) ของแต่ละโครงการไว้ และได้มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าและกำหนด SCOD ของแต่ละโครงการไว้ตามมติ กพช. ทำให้ไม่มีความยืดหยุ่นในทางปฏิบัติ ซึ่งสาเหตุการเลื่อน SCOD มีทั้งจากเหตุสุดวิสัย เช่น การประสบภัยธรรมชาติ การเปลี่ยนแปลงทางกฎหมาย เหตุขัดข้องของระบบไฟฟ้า และสาเหตุมาจากไม่ใช่เหตุสุดวิสัย เช่น ความล่าช้าจากการจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment : EIA) และ รายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (Environmental Health Impact Assessment : EHIA) ความล่าช้าจากการจัดหาแหล่งเงินทุนหรือการจัดซื้อเครื่องจักร เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวในกรณีที่มีสาเหตุมาจากเหตุสุดวิสัย ต่อมา เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้มีมติมอบอำนาจให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กกพ. พิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้ง ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากเดิมที่ กพช. มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติไว้เฉพาะกรณีที่โครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (สัญญาฯ) แล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
2. ปัจจุบันมีโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรูปแบบ FiT ที่ผ่านการคัดเลือกแล้ว จำนวน 4 โครงการ ได้แก่ (1) โครงการ VSPP ขยะอุตสาหกรรม (7 ราย กำลังผลิต 41.83 เมกะวัตต์) กำหนด SCOD ภายในปี 2562 ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และมี 2 ราย ขอเลื่อนกำหนด SCOD จากปัญหาสถาบันการเงินและความล่าช้าในการจัดทำรายงาน EHIA โดยขอเลื่อนกำหนด SCOD (2) โครงการ VSPP ขยะชุมชน (11 ราย กำลังผลิต 83.04 เมกะวัตต์) กำหนด SCOD ภายในปี 2564 ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว มี 1 ราย ขอเลื่อนกำหนด SCOD เนื่องจากระยะเวลาก่อสร้างและทดสอบระบบไม่ทันกำหนด SCOD (3) โครงการ VSPP ประชารัฐ เชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ชายแดนภาคใต้ (3 ราย กำลังผลิต 12 เมกะวัตต์) ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 2 ราย สำหรับ 1 ราย ไม่ได้ลงนามสัญญาฯ เนื่องจากที่ตั้งติดผังเมือง (4) โครงการ SPP Hybrid Firm 17 ราย กำลังผลิตรวม 300 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2564 สถานภาพอยู่ระหว่างจัดทำรายงาน EIA หรือรายงานการปฏิบัติตามมาตรการป้องกัน แก้ไข และติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Code of Practice : CoP) ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเนื่องจากการจัดทำ EIA ต้องใช้ระยะเวลาทำให้การพัฒนาโครงการ ไม่เป็นไปตามแผนงานที่กำหนดไว้มี 6 ราย ขอเลื่อนการลงนามสัญญาฯ และ 7 ราย ขอเลื่อนทั้งการลงนามสัญญาฯ และ กำหนด SCOD
3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้มีมติมอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้ขยายระยะเวลากำหนด SCOD ได้เฉพาะกรณีเหตุสุดวิสัยเท่านั้น ตามระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง ต่อมาเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2561 กกพ. ได้มีมติกำหนดแนวทางการพิจารณาขยายกำหนดวัน SCOD อันเนื่องมาจากเหตุสุดวิสัยจากข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้นในแต่ละราย และกำหนดให้พิจารณาขยายกำหนดวัน SCOD จากความพร้อม 4 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านที่ดิน (2) ด้านเทคโนโลยี (3) ด้านแหล่งเงินทุน และ (4) ด้านการขออนุญาตตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง
4. กกพ. ได้ประเมินผลการรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมาพบว่า ปัจจุบันการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนต้องใช้ระยะเวลาในการสร้างความเข้าใจ และการยอมรับจากชุมชน โดยบางโครงการได้รับการคัดค้านจากชุมชนในพื้นที่ซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของผู้ประกอบการ ส่งผลให้ต้องใช้ระยะเวลาในการจัดทำรายงาน EIA และการขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งเหตุดังกล่าวมิใช่เหตุสุดวิสัยตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 จนเป็นเหตุให้ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตาม SCOD ที่ กพช. หรือ กบง. กำหนด ดังนั้น กกพ. จึงขอให้ กพช. มอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ประสบปัญหาการพัฒนาโครงการได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ เพื่อสร้างความยืดหยุ่นให้กับผู้ประกอบการให้สามารถดำเนินโครงการต่อไปจนแล้วเสร็จเพื่อเป็นการสนับสนุนส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบายรัฐ โดย กกพ. จะออกหลักเกณฑ์ และแนวทางการพิจารณาความพร้อม 5 ด้าน คือ (1) ความพร้อมด้านที่ดิน (2) ความพร้อมด้านการจัดหาเครื่องจักร (3) ความพร้อมด้านแหล่งเงินทุน (4) ความพร้อมด้านการขออนุญาตประกอบกิจการ (5) ความพร้อมด้านการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม เพื่อใช้หลักเกณฑ์ดังกล่าวเป็นบรรทัดฐานในการพิจารณาขยายระยะเวลา SCOD ต่อไป และ กกพ. ขอสงวนสิทธิที่จะกำหนดบทปรับได้ตามความเหมาะสม
มติของที่ประชุม
เห็นควรนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณามอบอำนาจให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพิ่มเติมจากที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 โดยให้สามารถพิจารณาขยายระยะเวลาวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากกรอบวันที่ กพช. หรือคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดสำหรับโครงการที่ประสบปัญหาการพัฒนาโครงการอันเนื่องมาจากกรณีเหตุอื่นที่ไม่เข้าข่ายเหตุสุดวิสัยได้ โดยให้ กกพ. พิจารณาเป็นรายโครงการตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด รวมทั้ง ให้ออกหลักเกณฑ์และแนวทางการพิจารณาเพื่อใช้เป็นบรรทัดฐานต่อไป ทั้งนี้ ให้ กกพ. สามารถสงวนสิทธิที่จะกำหนดบทปรับได้ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฏาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อนจนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2560 กกพ. ได้ออกระเบียบกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า โดยกำหนดเกณฑ์การอนุญาตตามขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ขึ้นไป (หรือขนาดตั้งแต่ 1.0 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. (2) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าต่ำกว่า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (ให้มาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อขอยกเว้นตามพระราชกฤษฎีกากําหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2552)
2. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox) และเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิเข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ซึ่งมีโครงการที่ผ่านการพิจารณาคัดเลือก จำนวนทั้งหมด 34 โครงการ รวมถึงโครงการที่เสนอขอศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมข้อมูลจากผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ซึ่งสรุปได้ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 170 โครงการมีกำลังไฟฟ้าติดตั้งรวม 9,399.44 กิโลโวลต์แอมแปร์ (หรือประมาณ 9.4 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ซึ่งเข้าข่ายได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตทั้งหมด (2) การประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จะต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเพื่อมาจำหน่ายให้กับยานยนต์ไฟฟ้าที่มารับบริการอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้นผลประกอบการจึงขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งแบ่งเป็น (1) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าน้อยรายและไม่ต่อเนื่อง จะมีการใช้กำลังไฟฟ้าชาร์จที่สูงและเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนสูงถึง 66% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงถึง 13.20 บาทต่อหน่วย (2) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนมากและสม่ำเสมอ จะเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนเพียง 10% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 4.83 บาทต่อหน่วย ต้นทุนค่าไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าจึงขึ้นอยู่กับความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand) ระยะเวลาที่ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า และจำนวนผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้น เมื่อมีผู้ใช้บริการสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนน้อยรายและไม่ต่อเนื่องโดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นการเปิดกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จึงทำให้สถานีอัดประจุไฟฟ้ามีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงมากไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เป็นเหตุให้ผู้ประกอบการฯ เสนอขอผ่อนปรนกฎและระเบียบที่เกี่ยวข้องภายใต้โครงการ ERC Sandbox
3. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 คณะทำงานดำเนินงานโครงการ ERC Sandbox ได้หารือกับผู้ประกอบการฯ ซึ่งสรุปข้อเสนอแนวทางการดำเนินการเพื่อขอผ่อนปรนกฎและระเบียบต่างๆ ภายใต้โครงการ ERC Sandbox ดังนี้ (1) กำหนดให้การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid capacity) ซึ่งจำเป็นต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อตรวจวัดและควบคุมสถานีอัดประจุไฟฟ้าในสายป้อน (Feeder) ที่เกี่ยวข้อง และติดตั้งระบบตรวจวัดและควบคุมรวมทั้งระบบสื่อสาร ซึ่งผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น (2) ขอให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการส่งเสริมส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในวงกว้างต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่อง การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า เห็นว่าการส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก ควรคำนึงถึงต้นทุน ในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้เกิดการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่ามีประสิทธิภาพ จึงมีมติเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบอำนาจให้ กกพ. และ กบง. สามารถพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า ในโครงการ ERC Sandbox เพื่อศึกษาอัตราค่าบริการที่เหมาะสมต่อสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
เห็นควรนำเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) ต่อไป
เรื่องที่ 6. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล (B100) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 ได้มีมติเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (B7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยกำหนดให้มีกรดโมโนกลีเซอไรด์ (Monoglyceride) จากไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 โดยน้ำหนัก เป็นร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก ซึ่งการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซลเพื่อให้ได้ค่าโมโนกลีเซอไรด์ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก จะต้องเพิ่มเงินลงทุนในการปรับปรุงกระบวนการดังกล่าว
2. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลไทยเพื่อขอทราบข้อมูลต้นทุนและค่าใช้จ่ายต่างๆ ในการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซล และเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 ได้หารือร่วมกับ ธพ. สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และผู้ค้ามาตรา 7 โดย สนพ. ได้เสนอต้นทุนและหลักเกณฑ์ในการคำนวณใหม่ที่ประเมินจากต้นทุนการผลิตเดิมและเงินลงทุนใหม่ มาใช้เป็นต้นทุนในการคำนวณไบโอดีเซลเพื่อผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมฯ เห็นว่าควรใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ใช้อยู่ในปัจจุบันไปก่อน เพราะส่วนใหญ่การตกลงซื้อขายน้ำมันไบโอดีเซลจะมีการทำสัญญาซื้อขายล่วงหน้ากับผู้ค้าน้ำมันเรียบร้อยแล้ว และการที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีต้นทุนส่วนเพิ่มในการปรับปรุงโรงงานเพื่อผลิตไบโอดีเซล (เกรดพิเศษ) ผู้ผลิตสามารถเจรจาส่วนลดที่เคยมีกับผู้ค้าน้ำมันได้ ดังนั้น จึงไม่ได้รับผลกระทบโดยตรงจากการคงหลักเกณฑ์การคำนวณไบโอดีเซลเดิม แต่ผู้ค้าน้ำมันยังมีต้นทุนเพิ่มขึ้นจากการปรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 เป็น B10 จึงขอให้ สนพ. เร่งศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริง และรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ครบถ้วน ดังนั้น สนพ. จึงขอเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) เห็นควรใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 และ (2) เห็นควรให้ สนพ. เร่งดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของรายละเอียดต้นทุนไบโอดีเซล ซึ่งอาจมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นในการผลิต เพื่อให้มีลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 และขอให้ สนพ.รับฟังความเห็นผู้เกี่ยวข้องก่อนเสนอ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันไบโอดีเซล ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 จนกว่าจะมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่
2. รับทราบในหลักการว่าควรมีการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสม แต่เห็นควรให้ติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน เป็นระยะเวลา 6 เดือน และนำมาเสนอ กบง. เพื่อประกอบการพิจารณาการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสม ต่อไป
เรื่องที่ 7. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีหัวหน้าส่วนราชการต่างๆ เป็นกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 11 คน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนามาตรการทางด้านพลังงาน บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่ กพช. มอบหมาย ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยให้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม ต่อมาพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 โดย พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) และแบ่งอำนาจและหน้าที่ กบง. ที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ข้อ 3 (3) เป็น 2 ส่วน โดยส่วนที่ 1 ถ่ายโอนอำนาจและหน้าที่ไปให้ คบน. ตามมาตรา 14 (4) ใน พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และส่วนที่ 2 อำนาจและหน้าที่ กบง. ตามในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 ข้อ 3
2. เพื่อให้อำนาจและหน้าที่ของ กบง. สอดคล้องกับการปฏิบัติงานในปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ กบง. โดยได้จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยขอตัดอำนาจและหน้าที่ข้อ 3 (3) ออก ประกอบกับในช่วงที่ผ่านมา กบง. มีภารกิจในการพิจารณาเรื่องนโยบายไฟฟ้าเป็นจำนวนมากจึงเห็นควรให้เพิ่ม เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการอีกตำแหน่งหนึ่ง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานจะจัดทำนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาท ต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นระยะเวลา 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563) แทนการให้การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) โดย ปตท. จะนำเงินเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เดือนละ 10 ล้านบาท และจะขอยกเลิกการช่วยเหลือกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีผู้ได้รับสิทธิ์ 88,189 ราย (ช่วยเหลือจำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน) หลังจากสิ้นสุดระยะเวลาการช่วยเหลือ (วันที่ 31 ธันวาคม 2562) ทั้งนี้คาดการณ์ว่านโยบายนี้ ต้องใช้งบประมาณ ประมาณ 100 - 250 ล้านบาทต่อเดือน จากเงินกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน
2. ซึ่งการดำเนินการของบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม มีขั้นตอนการดำเนินการ โดยต้องนำเสนอเรื่องเข้าที่ประชุมคณะอนุกรรมการนโยบายการจัดประชารัฐสวัสดิการเพื่อพิจารณากลั่นกรอง และนำเสนอเรื่องเข้าที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม แล้วจึงนำเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องโดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป ต่อมา ปตท. ได้มีข้อเสนอปรับปรุงโครงสร้างการขายหุ้นของ PTTOR โดยกำหนดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน PTTOR และการเสนอขายหุ้นสามัญของ PTTOR ให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ปตท. ทั้งนี้ ปตท. เห็นควรนำเรื่องดังกล่าวเสนอ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่12) วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่ 12)
วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารและอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบข้อเสนอของกระทรวงการคลัง เรื่องแนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) ซึ่งกระทรวงการคลังกำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว ซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ ดังนั้น กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท โดยมีจำนวนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ลงทะเบียนผ่านโครงการจำนวน 408,567 ราย คิดเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือค่าชดเชยประมาณ 19.4 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมีการใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซ LPG ที่ลงทะเบียนกับโครงการ จำนวน 7,772 ร้าน ผ่านการใช้สิทธิ์ด้วยการส่งข้อความ SMS
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562
3. การดำเนินการตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปตท. เปลี่ยนการช่วยเหลือมาเป็นให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้ที่ได้รับการช่วยเหลือ กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่เคยลงทะเบียนใช้สิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีก ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (โครงการเดิม) และเป็นผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง ซึ่งปัจจุบันมีผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และเป็นผู้ได้รับสิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ จำนวน 88,189 ราย ทั้งนี้ ปตท. ดำเนินการโดยการนำข้อมูลผู้ที่ลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (โครงการเดิม) จำนวน 408,567 ราย ไปเปรียบเทียบกับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.5 ล้านราย พบว่ามีผู้ใช้สิทธิ์ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 88,189 ราย (2) ปริมาณการช่วยเหลือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2562 รวมเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือประมาณ 8.8 ล้านบาท/เดือนและ (3) รูปแบบการช่วยเหลือ ใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC ภายใต้โครงการเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐได้ทุกร้าน โดยปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC แล้ว จำนวน 2,001 ร้าน ทั่วประเทศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพและไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุน ในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจนโปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ ทั้งนี้ มอบหมายให้ กบง. จัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. การจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน ควรจะต้องพิจารณาถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่
2.1 วัตถุประสงค์ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อใช้ประโยชน์ในพื้นที่ของตนเองอย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (4) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้จากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน จากวัสดุทางการเกษตรและจำหน่ายไฟฟ้า และ (5) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ
2.2 หลักเกณฑ์การคัดเลือก ต้องมีความโปร่งใส เป็นธรรม ตรวจสอบได้ โดยคำนึงถึงเกณฑ์ต่างๆ ดังนี้ (1) รูปแบบการร่วมทุน ให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชน โดยการกำหนดสัดส่วนการร่วมทุนให้เหมาะสม ชุมชนสามารถเข้าร่วมได้ (2) กำหนดพื้นที่เป้าหมายในพื้นที่ 6 ภูมิภาคของประเทศ โดยกำหนดเป็น Zoning ในพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและมีความพร้อมในการดำเนินงาน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดที่มีระดับ GDP ในเกณฑ์น้อย โดยอาจดำเนินการเป็นโครงการนำร่อง เพื่อพิจารณาผลการดำเนินงานก่อนขยายผลในระยะต่อไป (3) เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนที่สามารถจัดหาได้ในพื้นที่เป็นหลัก ได้แก่ เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ และพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบผสมผสานได้ (Hybrid) เพื่อใช้ทดแทนในกรณีที่เชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอ นอกจากนี้ กรณีที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จะต้องมีแนวทางการกำจัดซากแผงเซลล์แสงอาทิตย์ (4) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ โดยโรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (5) ผลตอบแทนสู่ชุมชน มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้ร่วมทุน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุทางการเกษตร (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า ต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด โดยผู้เข้าร่วมโครงการจะต้องมีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ทั้งนี้ รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2018) โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม
2.3 แหล่งเงินสนับสนุนการดำเนินโครงการ พิจารณาการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน โดยพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ
3. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2562 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมาย พพ. ให้เป็นผู้รับผิดชอบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายดังกล่าว ซึ่ง พพ. เห็นควรเสนอ กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อขับเคลื่อนให้การกำหนดแนวทางการส่งเสริมพลังงานทดแทนและสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนชุมชนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบจาก กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวภายใต้ กบง. รวมทั้งมอบหมายให้ พพ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ ก่อนเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ และมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
2.มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเพื่อพิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 โครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย เตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
2.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP)(5) มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3.สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับ สนพ. ปตท. กฟผ. และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เพื่อหารือการดำเนินการตามมติ กบง. วันที่ 30 สิงหาคม 2562 จำนวน 3 ครั้ง และเมื่อวันที่16 ตุลาคม 2562 ได้หารือร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยมีข้อสรุปเห็นควรให้พิจารณาเป็นทางเลือก 2 แนวทาง พร้อมทั้งจัดทำผลกระทบที่เกิดขึ้น เพื่อนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot 2 Cargoes ติดต่อกันภายในเดือนธันวาคม 2562 มีข้อดีคือ ดำเนินการตามเจตนารมณ์ของ กพช. และ กบง. มีระยะเวลาการดำเนินงานสั้น สามารถสรุปผลเพื่อนำไปสู่การพิจารณาการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปได้รวดเร็ว มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บ ของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ Transmission System Operator (TSO) ส่วนข้อเสียคือ มีความเสี่ยงภาระ Take or Pay แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และราคา LNG แบบ Spot ในเดือนธันวาคมมีแนวโน้มสูงและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าสูงกว่าการนำเข้าเดือนเมษายน และ (2) แนวทางที่ 2 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot Cargo ที่ 1 ในเดือนมกราคม 2563 และ Cargo ที่ 2 ในเดือนเมษายน 2563 มีข้อดีคือ ราคา LNG แบบ Spot เดือนเมษายนมีแนวโน้มต่ำกว่าและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าต่ำกว่าการนำเข้าเดือนธันวาคม มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ TSO โดยมีระยะเวลาในการสรุปผลก่อนการทดสอบ Cargo ที่ 2 ส่วนข้อเสียคือ ขั้นตอนการดำเนินงานทั้งหมดใช้เวลา 3 ถึง 4 เดือน ส่งผลให้การสรุปผลการทดสอบและการพิจารณาการส่งเสริมโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปล่าช้าออกไป
4. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาแนวทางการนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้งสองแนวทาง และเห็นควรให้เสนอแนวทางที่ 3 ด้วยสมมติฐานการนำเข้า LNG เดือนละ 1 Cargo ในเดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 โดยสำนักงาน กกพ. ได้วิเคราะห์ผลกระทบของแต่ละแนวทางและช่วงเวลาในการนำเข้า LNG สรุปได้ดังนี้ (1) ช่วงเวลาการนำเข้า อยู่ในช่วงเดือนธันวาคม 2562 ถึงเมษายน 2563 (2) ปริมาณ แนวทางที่ 1 และ 2 รวม 2 Cargoes ไม่เกิน 200,000 ต้น ส่วนแนวทางที่ 3 เลือกนำเข้า 1 Cargo ประมาณ 65,000 ตัน (3) โรงไฟฟ้าที่กำหนด ทั้ง 3 แนวทางเลือกใช้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าทั้ง 3 แนวทาง มูลค่ารวมและราคา LNG กฟผ. เสนอต่ำกว่า TPA Code ทั้งนี้ ไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน (ค่าใช้จ่ายที่ ปตท. เรียกเก็บ) และ Margin และ (5) ผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า (คิดเฉพาะส่วนต่างเนื้อก๊าซ) แนวทางที่ 1 คิดเป็น 156 ล้านบาท แนวทางที่ 2 นำเข้าเดือนมกราคมและเมษายน 2563 คิดเป็น 108 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ และแนวทางที่ 3 เดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 คิดเป็น 78 108 25 -116 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ ทั้งนี้ เปรียบเทียบราคา LNG กับ ราคา Swing gas ที่ LNG ไปแทนที่ (อ้างอิงราคา LNG JKM Spot (Forecast) ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2562) และที่อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
5.กฟผ. ได้นำเสนอแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot เพื่อขอความเห็นชอบจาก กบง. ดังนี้ (1) Slot Available ขอให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) โดยแนวทางที่ 1 กฟผ. สามารถใช้ทุก slot ได้ โดยไม่กระทบ Inventory (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal กำหนดอัตรา Send-out Rate ตามแผนการใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระค่าบริการระบบท่อ ขอชำระค่าบริการตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง และชำระค่าผ่านท่อสำหรับจุดส่งมอบโรงไฟฟ้าบางปะกงและพระนครใต้ โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ./ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคา ขอใช้หลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. เช่นเดียวกับหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ของ ปตท. ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take และให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ โดยใช้สูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในการนำเข้าของ กฟผ. เพื่อทดสอบระบบ ตามที่ กบง. เห็นชอบ เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ดังนี้ Wกฟผ = LNGกฟผ. + S + [Tzone 3] โดยที่ Wกฟผ. คือ ราคาขายก๊าซของ กฟผ. ให้กับลูกค้าโรงไฟฟ้าที่กำหนด LNGกฟผ. คือ ราคาเนื้อก๊าซ LNG ที่ กฟผ. จัดหา S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ Tzone 3 คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง โดยกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ให้เท่ากับ 0 บาทต่อล้านบีทียู เพื่อไม่ให้กระทบต่อค่าไฟฟ้า (5) ช่วงเวลาการนำเข้า คือช่วงเดือนธันวาคม 2562 จำนวน 2 Cargoes (6) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG ได้แก่ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) และ (7) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าประกอบด้วย ราคาเนื้อ LNG ค่า Surveyor Fee ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ ค่าเดินพิธีศุลกากร ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ค่าใช้จ่ายทางการเงิน ค่าสถานี ค่าท่อ ค่าประกัน ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต และ Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) ถึง (3) ข้างต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ตามกำหนดเวลา คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขดังนี้
1. Slot Available : PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility)
2. เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal : กำหนดอัตรา Send Out Rate ตามแผนการใช้จริง ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง
3. การชำระค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ฉบับปัจจุบัน
4. โครงสร้างราคา :
(1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง
(2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้
(3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take
5. โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1)
6. ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า :
ค่าใช้จ่ายนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน+ ค่าสถานี+ ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin
โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิด ค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ 1 - 3 ข้างต้น
7. ให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรก ต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงการเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1.วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง การแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน
2. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือ ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรม และความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ คณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไขตามที่กำหนดจำนวน 6 ข้อ ทั้งนี้ ในข้อ 6 ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
3. มีการปรับคณะรัฐมนตรี และเปลี่ยน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายศิริ จิระพงษ์พันธ์) จึงมีการทบทวนใหม่ โดย กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 มีมติเห็นชอบเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยขอแก้ไขมติ กบง. ใน 3 ประเด็น ดังนี้ (1) ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญาจากที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 (2) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
4. กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 มีมติเห็นชอบในหลักการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ และมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
5. เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสรุปผลการตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ตาม มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ต่อมา เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2561 สำนักงาน กกพ. ได้เข้าร่วมประชุมหารือระหว่าง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และชมรม SPP ชีวมวล โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มอบหมาย ดังนี้ (1) ให้ ชมรม SPP ชีวมวล มีหนังสือสอบถามสมาชิก SPP เป็นรายๆ ว่ารายใดบ้างที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT ภายใต้สมมติฐานเริ่มได้รับอัตรา FiT วันที่ 1 มกราคม 2562 และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ที่ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล เพื่อขอรับทราบความคิดเห็นและข้อกังวล กรณีที่ SPP ชีวมวล ที่มีสัญญาเดิม จะเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรูปแบบ FiT 4.24 บาทต่อหน่วย (ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) และ 3.66 บาทต่อหน่วย (มากกว่า 10 เมกะวัตต์) โดยจะต้องเปลี่ยนเป็นสัญญาแบบ Firm เมื่อได้รับอัตราแบบ FiT และจะไม่มีการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลังครบอายุสัญญา และ วันที่ 18 ธันวาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อส่งผลการสำรวจ SPP ชีวมวลที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT และความเห็นของ SPP Hybrid Firm (ชีวมวล 15 โครงการ)
6. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีความเห็นให้สำนักงาน กกพ. ชี้แจง กบง. ดังนี้ (1) ในเรื่องนี้เป็นประเด็นเชิงนโยบาย โดย กบง. มีมติเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบหลักการแก้ไขปัญหาด้วยวิธี NPV ตามมติ กบง. เดิมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งขณะนี้ยังไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงหลักการดังกล่าว (2) กกพ. ได้ดำเนินการตามที่ กบง. และกระทรวงพลังงานมอบหมาย แต่ กกพ. ไม่มีอำนาจเปลี่ยนแปลง หลักการตามมติ กบง. ดังกล่าวได้ เว้นแต่ กบง. จะมีมติเปลี่ยนแปลงหลักการใหม่ กกพ. ขอเวลาในการศึกษาและจะนำเรียน กบง. ต่อไป และ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายสำนักงาน กกพ. ไปพิจารณาทางเลือกอื่นในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล กรณีไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
7. วันที่ 24 เมษายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งปลัดประทรวงพลังงาน ได้เชิญ สนพ. พพ. สำนักงาน กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้าร่วมประชุม โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ให้ กฟผ. พิจารณารายละเอียดของ SPP ชีวมวลของแต่ละสัญญา โดยจะนัดหมายมาหารือกันคราวต่อไป และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 มีมติให้สำนักงาน กกพ. จัดทำข้อวิเคราะห์ในการเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP สัญญาประเภท Firm ที่ผ่านมาถูกกำหนดโดยนโยบายของรัฐจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) โดยผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนโครงการ (2) การแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล เป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิ VSPP สามารถเลือกเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ซึ่งการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP Hybrid Firm ที่ได้รับการคัดเลือกโดยวิธี Competitive Bidding
8. วันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ฝ่ายเลขานุการจึงขอให้ที่ประชุม พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาของ SPP ชีวมวล ตามความเห็นของ กกพ. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้ว มีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่างๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และ วันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป